Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan SP merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Cekungan Arjuna. Berdasarkan data sumur FD-01 pada Main Formation ditemukan keberadaan hidrokarbon. Data Drill Steam Test pada Top B-28B dan Top B-29A menunjukan keberadaan hidrokarbon gas. Oleh karena itu perlu dilakukan karakterisasi reservoar pada zona target tersebut dengan menggunakan metode Impedansi Akustik (IA), AVO, dan Lambda Mu Rho. Tahapan pengolahan data pada penelitian ini yaitu melakukan inversi IA, dilanjutkan analisa respon AVO dan Lambda Mu Rho. Hasil inversi IA mampu memisahkan lapisan reservoar sandstone dan non reservoar shale. Nilai IA yang di golongkan sebagi reservoar sandstone B-28B dan B-29A terletak pada rentang nilai 10.000 (ft/s)(gr/cc) - 12.500 (ft/s)(gr/cc). Sedangkan yang non reservoar memiliki nilai IA antara 13.000 (ft/s)(gr/cc) - 15.000 (ft/s)(gr/cc). Nilai IA sandstone lebih rendah dibanding shale secara geologi mengidikasikan reservoar sandstone tersebut bersifat unconsolidated. Berdasarkan delineasi sebaran impedansi akustik, sandstone B-28B dan B29-A pada arah timur - barat menipis kearah cekungan di sebelah barat, dan pada arah utara - selatan sandstone menipis ke arah cekungan di sebelah selatan. Analisa respon AVO pada data gather menunjukan AVO kelas IV, yang berasosiasi dengan low impedace contrast yang sesuai dengan hasil inversi Impedansi Akustik. Respon AVO kelas IV secara geologi berasosiasi dengan lapisan unconsolidated sandstone dengan penutup shale di atasnya. Lambda Mu Rho dapat mendelineasi keberadaan reservoar sandstone yang berisi gas. Nilai Mu Rho yang di interpretasi sebagi sandstone B28-B dan B-29A memiliki nilai 0,75 (GPa)(gr/cc) - 1,40 (GPa)(gr/cc). Sandstone B-28B dan B-29A memiliki nilai Lambda Rho antara 1 (GPa)(gr/cc) - 5,8 (GPa)(gr/cc). Berdasarkan delineasi Lambda Rho dan Mu Rho, sumber pengendapan sandstone B-28B dan B-29A pada cekungan arjuna berasal dari arah utara dan timur. Hasil penelitian ini diharapkan bisa menjadi masukan dalam penentuan titik pengeboran sumur eksplorasi yang baru. Secara geologi dan hasil dari Lambda Mu Rho sebaiknya diletakan pada pada lintasan SP02 CDP 1005050. Dimana titik tersebut terletak pada puncak antiklin dan memiliki nilai Lambda Rho rendah yang berasosiasi dengan gas.

---

SP exploration field, which is located at Arjuna Basin, shows hydrocarbon potential in Main formation based on well data FD-01. Drill Steam Test data at Top B-28B and Top B-29A shows any gas hydrocarbon. Therefore, reservoir characterization in target zone is needed using several method such as Acoustic Impedance (AI), AVO, and Lambda Mu Rho. This research has been divided into three domain step: AI inversion, AVO responses analysis, and Lambda Mu Rho.

The result from AI inversion can separate lithology between sandstone reservoir and shale non reservoir. AI value from sandstone reservoir B-28B and B-29A in range 10000 (ft/s)(gr/cc) – 12500(ft/s)(gr/cc) and non reservoir has AI value in range 13000 (ft/s)(gr/cc) – 15000 (ft/s)(gr/cc). Giologically, AI value of sandstone is lower than shale which indicating sandstone reservoar has unconsolidated properties. Based on deliniation of AI distribution, B-28B and B-29A sandstone at East - West direction decrease toward to west basin, and sandstone at North - South direction decrease toward to south basin.

AVO response analysis on gather data shows class IV AVO, this response associated with low impedance contrast related to AI inversion result. Geologically, Fourth class of AVO response associates between unconsolidated sandstone layer overlaid with shale caprock on top. Lambda Mu Rho result can delineate any gas bearing sand. Sandstone reservoir B-28B and B-29A has Mu Rho value in range 0.75 (Gpa)(gr/cc) – 1.40 (Gpa)(gr/cc) and Lambda Rho in range 1 (Gpa)(gr/cc) - 5.8 (Gpa)(gr/cc). According to Lambda Rho and Mu Rho delineation, depositional source of sandstone B-28B and B29-A are from north and east Arjuna Basin.

Results from this research can be used as a guidance to locate a new wellbore exploration. From geological and Lambha Mu Rho results, the wellbore should be put on line SP02 CDP 1005050, where this area is located at top of anticline and has a low Lambdha Rho value which is associated with gas potential."

"Inversi Impedansi Akustik dan multi atribut merupakan bagian dari metode seismik yang digunakan dalam mengkarakterisasi reservoir. Melalui inversi impedansi akustik memberikan gambaran mengenai fluida dan litologi dari reservoir, multi atribut dapat mengkarakterisasi reservoir secara lebih baik, dan atribut variansi digunakan dalam mengidentifikasi keberadaan struktur geologi. Berdasarkan ketiga metode akan menghasilkan peta resolusi lateral yang baik sekaligus mengidentifikasi sebaran batuan yang ada serta pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas pada Lapangan "V”, Formasi Lower Talang Akar, Cekungan Sumatera Selatan. Tujuan Penelitian yaitu menentukan karakterisasi dari zona prospek pada batuan reservoir berdasarkan peta struktur geologi bawah permukaan dan peta impedansi akustik, menentukan distribusi porositas berdasarkan analisis multi-atribut, dan mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi berdasarkan atribut variansi. Hasil penelitian menunjukkan terdapat 3 patahan normal berorientasi timur laut – barat daya berperan menjadi hydrocarbon trap. Zona reservoir pada Sumur-A memiliki karakteristik impedansi akustik dengan rentang 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) sedangkan Sumur-B dengan rentang 9000 ((m/s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) dan gamma ray < 60 gAPI. Porositas pada lapangan “V” mengindikasikan porositas yang cukup baik hingga baik sebesar 17 – 20 % untuk Sumur-A dan 12 - 15 % untuk Sumur-B yang terdistribusi relatif berada di timur laut dan barat daya.

---

Acoustic impedance inversion and multi-attribute are part of seismic method used to characterize the reservoir. Through acoustic impedance inversion, provides an overview the fluid and lithology of reservoir, multi-attributes can better characterize reservoir, and variance attribute is used to identify presence of geological structures. Based on the three methods will produce a good lateral resolution map as well as identify the distribution of existing rocks and effect of faults on oil and gas exploration in the "V" Field, Lower Talang Akar Formation, South Sumatra Basin. The research objective is to determine the characterization of the prospect zone in reservoir rocks based on the map. subsurface geological structure and acoustic impedance map, determine the distribution of porosity based on multi-attribute analysis, and determine the effect of faults on exploration based on variance attributes. The results show that 3 normal faults oriented northeast – southwest act as hydrocarbon traps. Reservoir zone Well-A has characteristic acoustic impedance 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) while Well-B has 9000 ((m/cc) s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) and gamma ray < 60 gAPI. The porosity in “V” field indicates a fairly good porosity up to 17-20% for Well-A and 12-15% for Well-B which are distributed relatively in the northeast and southwest."

"Lapangan “E” yang terletak di Cekungan Jawa timur yang merupakan salah satu Cekungan busur belakang (back-arc basin) dan berada pada tenggara dari lempeng Eurasia yang terbentuk karena proses pengangkatan, ketidakselarasan, penurunan muka air laut dan pergerakan lempeng tektonik. Cekungan ini dibatasi oleh busur Karimunjawa disebelah barat, memanjang kearah timur sampai ke laut dalam pada cekungan Lombok, dan mendangkal ke arah utara menuju Paternoster High. Penelitian ini terfokus pada formasi Ngimbang pada cekungan Jawa Timur, yang terdiri dari batuan sedimen klastik berbutir halus (batu lempung dengan alternatif batu lanau) dan batu karbonat berkembang secara lokal dan menggunakan 3 data sumur non produksi. Untuk mengkarakterisasi reservoar pada lapisan karbonat dan memprediksi nilai sifat fisik batuan seperti porositas, permeabilitas, kandungan lempung, dan saturasi air digunakan analisis petrofisika dan evaluasi formasi. Dengan metode pengukuran porositas menggunakan indikator neutron-densitas, menggunakan single-clay indicator dengan log gamma ray untuk mengetahui nilai kandungan lempung, menggunakan pendekatan nilai permeabilitas menggunakan model permeabilitas timur, metode pengukuran saturasi air menggunakan model persamaan Archie, dan menentukan zona reservoar hidrokarbon dari zona net produktif. Hasil penelitian pada reservoar hidrokarbon di sumur ini memiliki rata-rata nilai kandungan lempung 9%, porositas 17%, dan saturasi air 16%.

---

Field "E" located in East Java Basin, which is one behind of the back arc basin and are in the southeast of the Eurasian plate formed due to the appointment process, misalignment, a decrease in sea level and the movement of tectonic plates. This basin is limited by the Publications arc to the west, extending eastward to the sea in the Lombok basin and shallow north toward Paternoster High. This study focused on the Ngimbang formation in East Java basin, which is composed of fine-grained clastic sedimentary rocks (stones silt loam with alternative rock) and carbonate rocks evolved locally and uses 3 non-production wells. To characterize the reservoir in carbonate coating and predicted values of rock physical properties such as porosity, permeability, clay content and water saturation used petrophysical analysis and formation evaluation. With a measurement method using indicator neutron porosity-density, single-use indicator clay with gamma ray logs to determine the value of the content of clay, using eastern permeability to predict a model of permeability and water saturation measurement method using Archie equation model and determine zones of reservoir hydrocarbons from the zone of net productive. Results of research on hydrocarbon reservoirs in these wells has an average value of clay content of 9%, 17% porosity and water saturation of 16%."

"Tuff Banten (Qpvb) merupakan endapan piroklastik yang cukup penting di Pulau Jawa dan berada pada bagian barat Pulau Jawa. Tuff Banten (Qpvb) endapan piroklastik yang cukup penting dikarenakan sebarannya sangat luas sampai meliputi seluruh wilayah Banten hingga ke daerah Jakarta. Sebelumnya pernah dilakukan penelitian yang serupa di daerah Pancanegara, tetapi hasil yang didapatkan belum representatif karena data yang diambil masih belum banyak. Penelitian ini dilakukan untuk mengambil lebih banyak data pada daerah Cilegon dan sekitarnya dengan tujuan memaksimalkan data sehingga representatif. Pengambilan data dilakukan dengan beberapa metode, yaitu pemetaan geologi, analisis distribusi ukuran butir, dan analisis komponen. Dan dari hasil analisis dapat menjelaskan proses erupsi dan mekanisme pengendapan erupsi yang telah terjadi di Banten.

---

Tuff Banten (Qpvb) is a pyrolastic deposit that is quite important in Java Island and it locates in the western part of Java Island. Tuff Banten (Qpvb) pyroclastic deposits are quite important because the distribution is so wide that it covers the entire Banten area to the Jakarta. Previously, similar studies have been conducted in the Pancanegara and surroundings area, but the results obtained have not been representative because the data taken is still not much. This research was conducted to take more data in the Cilegon and surroundings area with the aim of maximizing the data so that it is representative. Data retrieval is done by several methods, geological mapping, grain size distribution analysis, and component analysis. And from the results of the analysis can explain the eruption process and the mechanism of eruption deposition that has occurred in Banten."

"ABSTRAKPenelitian geokimia dan geologi sub-Cekungan Jambi hingga saat inibelum begitu jelas memberikan informasi tentang petroleum system.Penelitian ini bertujuan mengkarakterisasi dan menjelaskan suaturekonstruksi pengisian reservoir minyak bumi dengan pendekatan metodageokimia molekul. Metoda ini memanfaatkan penelusuran finger printbiomarker dengan menggunakan kromatografi gas (GC), dan kromatografigas yang dikombinasikan dengan spektrometer massa (GC-MS). Hasii yangdiperoleh menunjukkan, bahwa sebagian minyak bumi mengalamibiodegradasi Level 1 sampai Level 4 dan telah terjadi proses pengisianganda pada beberapa sumur minyak. Tingkat kematangan termal minyakbumi terbagi dua kelompok. Kelompok pertama diklasifikasikan sebagaiminyak pra-matang {immature oil) dengan rentang kematangan termal 0 -1,0untuk pp20R/aa20R dan 0 - 0,7 untuk aa20S/aa20R. Kelompok keduasebagai minyak setengah matang {mid mature oil) dengan rentangkematangan termal 1,0 - 2,0 untuk (3p20R/aa20R, dan 0,7 - 1,0 untukaa20S/aa20R. Korelasi batuan induk dengan minyak bumi menyimpulkanbatuan induk Formasi Gumai sebagai sumber minyak bumi."

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

---

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

"Karakterisasi reservoar seismik dari data seismik 3D dan data sumur telah diaplikasikan pada lapangan Gita seluas 60 km2 dengan target reservoar sandstone formasi Talang Akar Bawah. Blok Jabung, Cekungan Sumatra Selatan, Lapangan ini merupakan lapangan miny.ak yang berpoduksi sejak tahun 2005 dari Reservoar-A Masalah utama yang ada pada lapangan ini adalah distribusi coal yang cukup merata yang mempengaruhi reflektifitas seismik sehingga menunjukkan ambiguitas antara coal dan sandstone. Masalah utama ini dapat diatasi dengan studi seismik multiatribut dan atribut amplitude. Hasil dari analisis crossplot data sumur mengindikansikan bahwa coal dapat didefrensiasikan terhadap reservoar sandstone dengan menggunakan pseudo log Gamma Ray Index (GRJ) dalam batasan nilai tertentu. Pseudo log ini digunakan sebagai data masukan dalam proses multi~atribut dengan metode regresi linear untuk menghasilkan vo]um Gamma Ray Index. Distribusi lateral reservoar sandstone dari horizon Reservoar~A dihasilkan dari volum GRI dengan menggunakan atribut amplitude berupa amplitudo RMS, Nilai Ambang dan Total Amplitude Negatif, AtribuNll:r1but lni dapat digunakan untuk menggarnbarkan fitur geologi dari Reservoar-A pada lapangan Gita. Peta distribusi yang dihasilkan menunjukkan gambaran dari reservoar sandstone yang mewakili Reservoar-A dengan arah sebaran Barat Laut menuju Tenggara yang konsisten dengan data sumur. Hasil sebaran ini dibandingkan dengan hasil studi sebelumnya dan menunjukkan bahwa Gamma Ray Index berhasil mendiferensiasi coal dan dapat memetakan sebaran reservoar sandstone di lapangan Gita.

---

Seismic reservoir characterization of a 3D seismic and well data has been applied to 60 km2 of seismic over Lower Talang Akar Formation sand reservoirs in Gita Field of Jabung Block, South Sumatra Basin. The field has produced ail since first production in iate 2005 from the Reservoir-A. The main problem on this field is well distributed coal over and between sandstone reservoirs which affecting seismic reflectivity and shows the ambiguity between coals and sandstones.

The seismic multi-attribute and amplitude attribute study has been carried out to solve this problem. Results from cross plot analysis of well data indicate that the coals can be differentiating over and between the sandstone reservoirs by using pseudo log Gamma Ray Index (GRI) within certain cut-off value.

By using this pseudo Jog and generating multi-attribute analysis with linear regression. The Gamma Ray Index volume has been created. From this volume, the lateral distribution over Reservoir-A surface was created by using amplitude attribute of RMS Amplitude. Threshold and Sum of Negative Amplitude. These attributes can be used to delineate the Reservoir-A geological feature in Gita Field.

The distribution maps are showing the delineation of sandstone reservoirs of Reservoir-A with NW-SE direction which is consistent with well data. By comparing with the previous study, the result of latest study has been successfully used to differentiate cost and to define the sandstone reservoir distribution in Gita Field."

"Penelitian ini akan membahas mengenai pemodelan penyebaran fasies sedimen laut dalam di salah satu lapangan yang mengandung gas di Cekungan Kutai. Fasies pengendapan di lapangan Y dibagi menjadi 5 yakni Channel Axis, Channel Margin, Levee Overbank, Mass Transport dan Mud. Fasies pengendapan tersebut dibedakan satu dengan yang lain dalam penelitian ini melalui perbedaan cut-off vshale dan pola log GR. Korelasi antar sumur menggunakan ketentuan stratigrafi sikuen dibantu dengan data plot gradien tekanan dan data seismik. Interpretasi data seismik 3D pada interval pemodelan yaitu interval A bertujuan untuk membentuk kerangka pemodelan penyebaran fasies. Pemodelan penyebaran fasies pada penelitian kali ini menggunakan metode Multi Point Statistic Simulation (MPS). Modul pemodelan MPS dalam software Petrel menyediakan sarana untuk menyertakan berbagai macam input data geologi dan geofisika dalam pemodelan fasies. Data input tersebut antara lain training image, seismik vshale dan data peta medan azimuth. Penelitian ini juga mencoba membandingkan proses pemodelan fasies menggunakan metode MPS dengan salah satu metode stochastic lainnya yakni SIS (Sequential Indicator Simulation).

---

This study describes about fasies distribution modeling of deepwater deposit in one of gas field at Kutai Basin.The deepwater depositional fasies in Y field can be divided into 5 fasies such as Channel Axis, Channel Margin, Levee Overbank, Mass Transport and Mud. Vshale cut-off and GR log pattern are used for dividing one depositional fasies to other depositional facies. Sequence stratigraphy concept is applied on well to well correlation supported with other data like pressure gradien plot and seismic section. 3D seismic horizon interpretation at A interval aim to build model framework for fasies distribution.

This research utilizes Multi Point Statistic Simulation (MPS) method to distribute the fasies. The MPS modeling modul in Petrel provides some options to use geology and geophysics data as modeling input. Thoose input data are training image, vshale seismic cube and azimuth field map. The study also tried to compare the facies modeling process using the MPS method with one of the other stochastic methods namely SIS ( Sequential Indicator Simulation )."