Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penelitian dilakukan pada lapangan 'Sandara' yang terletak kurang lebih 22 km di sebelah timur laut kota Cepu pada Cekungan Jawa Timur Utara. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi perbedaan batupasir formasi Ngrayong pada horison L1 dan L5 serta mengetahui karakteristik reservoar batupasir tersebut dengan memanfaatkan data seismik 3D yang dianalisis dengan metode inversi seismik impedansi akustik berbasis model dan data log sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04, dan SAN-07 yang di analisis petrofisika dengan metode determin. Hasil menjelaskan bahwa batu pasir pada area sekitar sumur SAN-01, SAN-02 dan SAN-04 yang terdapat di sebelah barat laut area penelitian merupakan reservoar dengan kandungan lempung bernilai antara 30 - 50%, saturasi air antara 60 - 70%, dengan porositasnya bernilai 15 - 20%, permeabilitasnya bernilai lebih dari 250 mD, dan nilai impedansi akustiknya kurang dari 7000 m/s*gr/cc. Sedangkan area yang berada disekitar sumur SAN-07 mengarah sebelah tenggara area penelitian mendeskripsikan reservoar dengan nilai kandungan lempung bernilai rendah yaitu 30%, namun nilai saturasi air bernilai cukup tinggi mendekati 90%, nilai porositasnya lebih rendah yaitu sebesar 10%, permeabilitasnya juga lebih rendah bernilai dari 163 mD dan nilai impedansi akustiknya lebih dari 8000 m/s*gr/cc. Berdasarkan hasil analisa petrofisika dan inversi impedansi akustik, rekomendasi titik bor selanjutnya dapat disarankan pada daerah yang dangkal (di area puncak antiklin), memiliki nilai impedansi di bawah 7000 m/s*g/cc dan berada di sekitar sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04.

---

The study has been held in 'Sandara' field which located approximately 22 km in the northeast of Cepu region, Northeast Java Basin. The purpose of this study are to identify differences in the sandstone formations of Ngrayong L1 and L5 horizon and to determine the characteristics of the sandstone reservoir by utilizing 3D seismic data that is analyzed with acoustic impedance seismic inversion method based on model and log data from SAN-01, SAN-02, SAN-03, and SAN-04 wells in petrophysical analysis by determin method. The results is the sandstone around SAN-01, SAN-02, and SAN-04 wells have composition of shale volume is between 30 - 50%, water saturation is between 60 - 70%, the porosity value is between 15 - 20%, the permeability is above 250 mD, and the acoustic impedance is bellow 7000 m/s*gr/cc. Meanwhile, the area around SAN-07 well or the area which is located in the southeast direction of the study area have composition of shale volume is around 30%, water saturation is almost 90%, the porosity value is near 10%, the permeability is at 163 mD, and the acoustic impedance is above 8000 m/s*gr/cc. Based on the petrophysical analysis and the acoustic impedance seismic inversion results, the recommendations of the next drilling point are suggested in the crest of the anticline area and have an impedance value below 7000 m/s*g/cc, and located near the SAN-01, SAN-02, SAN-04 wells."

"Lapangan "X" berlokasi di provinsi Sumatra, termasuk dalam Cekungan Sumatra Tengah, dan memiliki potensi hidrokarbon yang tersimpan dalam reservoir batupasir dari Formasi Menggala. Formasi ini, yang didominasi oleh litologi batupasir dan berasal dari Miosen Awal, berpeluang menjadi reservoir utama di lapangan tersebut. Untuk memahaminya lebih dalam, karakterisasi reservoir dilakukan guna mengidentifikasi sifat fisik batupasir dan parameter terkaitnya. Salah satu teknik yang dapat diterapkan adalah penggunaan multiatribut seismik. Studi ini memanfaatkan data seismik 3D - Post Stack Time Migration dengan empat sumur sebagai data kontrol. Metode inversi berbasis model berperan sebagai atribut eksternal dalam analisis multiatribut dan dilakukan interpretasi dengan nilai p-impedance sebesar ±22.000 hingga ±31.000 menunjukkan dengan nilai yang cukup rendah. Melalui analisis ini, sebaran sifat fisik seperti nilai porositas, densitas, dan P-wave dari Formasi Menggala dapat diidentifikasi. Hasilnya menunjukkan bahwa porositas efektif di Formasi Menggala berkisar antara 10% hingga 30%, densitas berkisar antara 2,3 g/cm³ hingga 2,4 g/cm³, dan nilai P-wave berkisar antara 9.700 ft/s hingga 13.791 ft/s. Berdasarkan sifat-sifat fisik batuan yang dianalisis melalui multiatribut, zona yang berpotensi mengandung hidrokarbon terletak di sekitar sumur AM-1 lapangan "X". Untuk memastikan zona tersebut sebagai prospek, diperlukan analisis lebih lanjut, yaitu analisis terhadap peta sayatan inversi, peta sayatan struktur waktu, peta sayatan porositas, peta sayatan densitas, dan peta sayatan p-wave.

---

Field "X" is located in the province of Sumatra, within the Central Sumatra Basin, and holds hydrocarbon potential stored in sandstone reservoirs of the Menggala Formation. This formation, predominantly consisting of sandstone lithology and dating back to the Early Miocene, has the potential to be the primary reservoir in the field. To gain deeper insights, reservoir characterization is conducted to identify the physical properties of the sandstone and its related parameters. One technique that can be applied is the use of multi-attribute seismic analysis. This study utilizes 3D seismic data - Post Stack Time Migration with four wells as control data. The Model-based inversion methods serve as external attributes in the multi-attribute analysis and is interpreted with a p-impedance value of ±22.000 to ±31.000 indicating a fairly low value. Through this analysis, the distribution of physical properties such as porosity, density, and P-wave velocity of the Menggala Formation can be identified. The results show that the effective porosity in the Menggala Formation ranges from 10% to 30%, density ranges from 2.3 g/cm³ to 2.4 g/cm³, and P-wave velocity ranges from 9,700 ft/s to 13,791 ft/s. Based on the physical properties of the rock analyzed through multi-attribute analysis, a potential hydrocarbon zones are located around well AM-1 of field "X". To confirm these zones as prospects, further analysis is needed, namely analysis of inversion incision maps, time structure incision maps, porosity incision maps, density incision maps, and p-wave incision maps."

"Metode seismik refleksi merupakan metode yang biasa digunakan untuk memetakan hidrokarbon. Reservoir dapat dikarakterisasi menggunakan metode inversi mengubah data seismik menjadi nilai impedansi akustik batuan dan metode dekomposisi spektral digunakan untuk mendeliniasi low frequency shadow pada lapisan reservoir yang disebabkan oleh keberadaan hidrokarbon, sehingga gabungan kedua metode tersebut digunakan untuk mendistribusi sebaran reservoir hidrokarbon pada zona target. Pada penilitian kali ini metode inversi yang digunakan yaitu inversi model-based, sedangkan metode dekomposisi spektral yang digunakan yaitu continuous wavelet transform. Berdasarkan hasil dari penilitian menunjukkan bahwa persebaran reservoir dengan nilai impedansi akustik rendah berada di inline 1583, inline 1290, inline 1360, dan inline 1399. Dari keempat inline tersebut 3 diantaranya hasil dekomposisi spektral mendeliniasi low frequency shadow yang pada inline 1290, inline 1360 dan inline 1399, sedangkan inline 1583 menghasilkan high frequency anomaly hal ini dapat terjadi akibat efek dari ketebalan reservoir yang kurang dari ¼ I>>. Lapisan reservoir memiliki nilai impedansi akustik 18000-19000 ft.g/s.cc dan anomaly frekuensi rendah 20 Hz mengindikasikan keberadaan gas di lapisan reservoir, sedangkan inline 1583 fenomena high frequency anomaly menandakan bahwa lapisan reservoir memiliki ketebalan yang tipis dan mengindikasikan kandungan fluida gas.

---

Seismic reflection is a method commonly used to map hydrocarbons. The reservoir can be characterized using the inversion method by converting seismic data into acoustic impedance values of rock and spectral decomposition methods are used to delineate low-frequency shadow beneath reservoir caused by the presence of hydrocarbon, the combination of this two methods is used to distribute the hydrocarbon reservoir in the target zone. The inversion used in this research is a model-based inversion, while the spectral decomposition method used is continuous wavelet transform. Result of this study shows that reservoir distribution with low acoustic impedance located on inline 1583, inline 1290, inline 1360, inline 1399. Three of four inline show by spectral decomposition result delineating low-frequency shadow at inline 1290, inline 1360 dan inline 1399, while inline 1583 produces high-frequency anomaly this phenomena could occur due to effect of reservoir thickness is less than ¼ I>>. The reservoir has an acoustic impedance value of 18000-19000 ft.g/s.cc and low-frequency shadow beneath reservoir have 20 Hz frequency indicates the presence of hydrocarbon, while inline 1583 show high-frequency anomaly 60 Hz this phenomena show that the reservoir thickness is thin and indicated containing gas fluid."

"Penelitian dilakukan pada reservoir batupasir di Lapangan "Deju" Formasi Talang Akar, Sub Cekungan Ciputat, Jawa Barat Utara. Struktur geologi yang berkembang di daerah penelitian adalah setengah graben dengan fasies pengendapan yang berkembang dari endapan fluvio-delta hingga endapan laut dangkal di puncak formasi Talang Akar. Karakterisasi waduk di lapangan sangat penting terutama dalam menentukan zona prospek waduk yang akan dikembangkan. Oleh karena itu, identifikasi sebaran litologi batuan reservoir dilakukan dengan menggunakan metode inversi seismik post stack dan sifat fisik reservoir menggunakan analisis petrofisika dapat memudahkan interpreter dalam mengkarakterisasi suatu reservoir. Metodologi penelitian meliputi pengolahan data seismik dan wireline logging, interpretasi horizon dan sesar, pembuatan peta struktur waktu, inversi seismik, dan analisis parameter petrofisika. Dengan metode inversi impedansi akustik seismik didapatkan bahwa trend sebaran reservoir batupasir hanya terkonsentrasi disekitar cekungan dengan range nilai impedansi akustik berkisar antara (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). Dalam perhitungan petrofisika diketahui bahwa sumur LL1 dan LL3 memiliki prospek hidrokarbon yang relatif baik, sedangkan sumur LL4 merupakan sumur prospek non hidrokarbon (dry hole).

---

The research was conducted at a sandstone reservoir in the "Deju" Field of the Talang Akar Formation, Ciputat Sub Basin, North West Java. The geological structure that develops in the study area is a half graben with depositional facies that develops from fluvio-deltaic deposits to shallow marine deposits at the top of the Talang Akar formation. Reservoir characterization in the field is very important, especially in determining the zone of the reservoir prospect to be developed. Therefore, identification of reservoir rock lithology distribution is carried out using post stack seismic inversion method and reservoir physical properties using petrophysical analysis can facilitate interpreters in characterizing a reservoir. The research methodology includes seismic data processing and wireline logging, interpretation of horizons and faults, creation of time structure maps, seismic inversion, and analysis of petrophysical parameters. With the seismic acoustic impedance inversion method, it is found that the distribution trend of the sandstone reservoir is only concentrated around the basin with a range of acoustic impedance values ​​ranging from (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). In petrophysical calculations, it is known that LL1 and LL3 wells have relatively good hydrocarbon prospects, while LL4 wells are non-hydrocarbon prospects (dry hole)."

"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."

"Reservoar gas batu pasir pada formasi Arang telah berhasil di karakterisasi dengan mengintegrasikan ketiga metode dari inversi simultan, analisis LMR dan analisis AVO. Karakterisasi difokuskan dalam dua hal yaitu identifikasi litologi dan kandungan fluidanya. Pada studi ini masing-masing metode akan menghasilkan parameter fisis yang sensitif terhadap karakter dari reservoar.Inversi simultan menghasilkan tiga parameter fisis berupa impedansi P (Zp), impednasi S (Zs), dan rasio Vp/Vs. Sementara transformasi LMR akan menghasilkan dua parameter fisis yaitu Mu-rho dan Lamda-rho. Identifikasi litologi dilakukan melalui analisis parameter fisis Mu-rho dan impedansi S sedangkan identifikasi kandungan fluida melalui analisis parameter Lamda-rho, impedansi P, dan rasio Vp/Vs. Analisis AVO dilakukan untuk mengetahui tipe kelas anomali dari gas yang mengisi reservoar melalui analisis gradien. Hasil studi menunjukan parameter Mu-rho dan lamda rho berhasil menggambarkan persebaran reservoar gas batu pasir secara 3D. Hasil impedansi S, impedansi P, dan Vp/Vs juga menujukan indikasi dari reservoar batu pasir di daerah yang sama. Terakhir berdasarkan analisis AVO tipe gas dalam reservoar adalah kelas IIp.

---

Gas sand resrvoir at Arang formation has been characterized by integrating three method from simultaneous inversion, LMR analysis, and AVO analysis.Characterization is focused on two things, litologi identification and fluid content. Each method in this study will produce parameter which sensitive to reservoar character. Simultaneous inversion results three physical parameters P-impedance, S-impedance, and ratio Vp/Vs. Whereas LMR transformation results two parameters, Lamda-rho and Mu-rho. Litology identification is done with Mu-rho and S-impedance analysis while fluid content identification is done with Lamda-rho, P-impedance, and ratio Vp/Vs. AVO analysis has purpose to know anomaly type from gas in reservoar through gradient analysis. This study shows that Mu-rho and Lamda-rho analysis can deliniate Gas Sand Reservoar in 3D form. While S-impdance, P-impedance, and Vp/Vs also indicate gas sand reservoar in the same spot. Finally based on AVO analysis, gas type in reservoar is class IIp."

"Penelitian ini menggunakan inversi simultan untuk karakterisasi reservoir batupasir dengan target upper dan lower Sihapas di Cekungan Sumatera Tengah. Inversi Simultan dilakukan pada data angle gather dari 3D seismik pre-stack time migration dan data sumur sebagai kontrol data. Data seismik terdiri atas 280 inline dan 760 crossline. Agar kualitas data meningkat, data seismik diubah menjadi domain sudut, dilakukan proses conditioning data untuk mereduksi noise dan meningkatkan signal to noise ratio S/N. Dari angle gather kemudian dibagi menjadi tiga domain yang berbeda yaitu near angle 5-15 , mid angle 14-24 , dan far angle 23-34. Analisa pra-inversi dilakukan untuk melihat korelasi antara hasil inversi dengan kontrol data sumur untuk mendapatkan error yang kecil. Hasil inversi simultan adalah impedansi-p, impedansi-s, densitas, dan rasio Vp/Vs untuk melihat sebaran litologi batupasir di zona target. Pada model impedansi-p didapatkan nilai pasir sebesar 23.000-34.000 ft/s g/cc, impedansi-s sebesar 13.000-21.000 ft/s g/cc, rasio Vp/Vs sebesar 1.5-1.8, dan densitas kurang baik dalam menggambarkan sebaran pasir karena tidak mampu memisahkan antara shale dan batupasir. Sebaran batupasir banyak ditemukan di daerah target Lower Sihapas.

---

In this research we used simultaneous inversion for characterization sandstones reservoir with target upper and lower Sihapas in Sumatera Tengah basin. Simultaneous inversion is performed by angle gather from 3D seismic data pre stack time migration and one well data as a control. Seismic data has 280 inline and 760 crossline. For improving data quality, seismic data is changed to angle domain, doing the conditioning data process to decrease noise and improves signal to noise ratio S N. From angle gather divided into difference three domain there are near angle 5 15 , mid angle 14 24 , and far angle 23 34. Pre Inversion analysis is done to get the small error. Simultaneous inversion's result are p impedance, s impedance, density, and Vp Vs ratio to see the distribution sandstone lithology in the target zone. In p impedance's model is gotten the value of sandstone is 23000 34000 ft s g cc, s impedance is 13000 21000 ft s g cc, Vp Vs ratio is 1.5 1.8 and density is not good for distributing of sandstone because can not separates between sandstone and shale. A lot of distribution of sandstone is found in targer area Lower Sihapas."

"Penelitian ini terletak di lapangan X, tepatnya di Jambi. Reservoar gas pada lapangan ini merupakan bagian dari sub cekungan Jambi, dimana litologinya berupa sandstone pada Formasi Air Benakat. Metoda Atribut Dekomposisi Spektral sangat baik untuk mengidentifikasi lapisan tipis berdasarkan parameter frekuensi. Pada penelitian ini menggunakan CWT (Continuous Wavelet Transform) dengan menggunakan wavelet Mexican Hat sebagai wavelet input. Frekuensi dominan dari reservoar gas ditunjukan pada 30 Hz. Metode lain yang digunakan adalah Spectral Ratio yang berfungsi untuk menghitung besar Q Factor. Berdasarkan hasil perhitungan, analisis nilai Q Factor menunjukan nilai yang kecil yaitu 140,75 , pada zona M, 184,89 pada zona N, dan 89,10 pada zona O relatif terhadap zona referensi. Nilai Q Factor yang kecil pada zona reservoar menunjukan koefisien atenuasi yang besar.

---

This research is located in Field X, the South side of Sumatra. Gas Reservoirs in the field were formed at Air Benakat Formation. The spectral decomposition method is very good tool to identify the thin layers based on frequency parameters. In this research, the author using CWT (Continuous Wavelet Transform) with respect to Mexican Hat wavelet type as wavelet. From gas reservoir, it was found the frequency dominant around 30 Hz. Spectral Ratio method is used to estimate Q Factor value. Based on calculation, Q Factor values is 140,75 for M zone, 184,89 for N zone, and 89,10 for O zone, relative to reference zone. Q factor that is small in reservoir, represent a large attenuation."

"ABSTRAKCekungan Kutai terletak di Kalimantan Timur di mana formasi yang telah terbukti menjadi reservoir minyak adalah Formasi Balikpapan. Formasi Balikpapan adalahdiendapkan di lingkungan delta. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengelompokkan batu pasir reservoir Formasi Balikpapan berdasarkan karakter geologi mikroskopis untuk memperkirakan kualitas reservoir berdasarkan porositas, interkoneksi pori-pori, dan diagenesis proses menggunakan petrografi bagian tipis, difraksi sinar-X (XRD), dan pemindaian metode mikroskop elektron (SEM). Hasil penelitian menunjukkan bahwa Formasi Balikpapan adalah didominasi oleh batupasir sublitharenite. Proses diagenesis batupasir termasuk pemadatan, sementasi, penggantian, dan pembubaran. Dari total 15 sampel yang memiliki 4 zona kedalaman berbeda, batupasir dapat dikelompokkan menjadi 3 batuan reservoirkelompok.

---

ABSTRACTThe Kutai Basin is located in East Kalimantan where the formation that has proven to be an oil reservoir is the Balikpapan Formation. Balikpapan Formation is deposited in a delta environment. The purpose of this study is to classify the Balikpapan Formation reservoir sandstone based on microscopic geological character forestimate reservoir quality based on porosity, pore interconnection, and process diagenesis using thin section petrography, X-ray diffraction (XRD), and scanning electron microscopy (SEM) methods. The results showed that the Balikpapan Formation was dominated by sublitharenite sandstones. The processes of sandstone diagenesis include compaction, cementation, replacement, and dissolution. From a total of 15 samples which has 4 different depth zones, sandstones can be grouped into 3 reservoir rocks group."

"Pemodelan persebaran batu pasir yang dilakukan pada lapangan F3 Netherland bertujuan untuk melihat distribusi batu pasir secara lateral pada daerah reservoar. Data yang digunakan adalah data seismik 3D dan data sumur. Data seismik 3D memiliki cakupan areal seluas 384 km2 dengan jumlah inline 551 dan xline 651 sedangkan data sumur yang tersedia hanya empat buah. Data seismik dijadikan sebagai dasar pembuatan model struktur lapisan bawah permukaan yang digunakan sebagai batas dari pemodelan. Persebaran batu pasir didalam reservoar dilakukan berdasarkan model properti petrofisika pada data sumur yang didistribusikan dengan pendekatan geostatistik metode Sequential Indicator Simulation. Metode ini sangat mempertahankan adanya hubungan antar ruang (korelasi spasial) dari data sample dengan daerah yang tidak mempunyai data. Pada proses pemodelan ini telah dibagi menjadi empat zona yaitu zona FS8, FS7, Truncation dan zona MFS4. Pada zona FS8 memiliki distribusi batu pasir sekitar 43.94% dan zona FS7 memiliki distribusi batu pasir sekitar 27.5%. Sedangkan pada zona Truncation dan MFS4 memiliki distribusi persebaran shaly sand masing-masing sebesar 75% dan 25%.

---

The objective of the sandstone distribution modeling is to define the sandstone distribution laterally in reservoar zone. 3D seismic and well data was used in this research. The scope area of 3D seismic data is about 384 km2 with total of 551 inline and 651 xline while there were only four well data. Seismic data is used to describe the structural model of geometrical subsurface to define the model boundary. The sandstone distribution in reservoir is performed based on the property model from well data, which distributed using geostatistical approach Sequential Indicator Simulation method.

This method preserve the relation of spatial correlation between the data sample with another area. The distribution process in this study were devided into four zones, namely FS8, FS7, Truncation and MFS4. The sandstone distribution in FS8 is about 43.94% and 27.5% in FS7. While the percentage of Shaly sand distribution in Truncation and MFS4 zone respectively is about 75% and 25%. "