Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"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."

"Sistem pori pada reservoir karbonat sangat kompleks dibanding sistem pori pada batuan klastik. Terdapat tiga jenis klasifikasi tipe pori pada batuan karbonat: Interparticle, Stiff dan Crack. Kompleksitas tipe pori tersebut dapat menyebabkan perubahan kecepatan gelombang-P hingga 40 , dan akan berefek kepada karakterisasi reservoir karbonat menjadi hal yang sulit ketika estimasi gelombang-S dilakukan dengan hanya tipe pori dominan saja interparticle . Oleh karena itu, pemodelan modulus elastis batuan dengan memperhitungkan kompleksitas tipe pori pada batuan karbonat menjadi hal yang sangat penting. Differential Effective Medium DEM merupakan salah satu metoda pemodelan modulus elastis batuan yang memperhitungkan heterogenitas tipe pori pada batuan karbonat. Metode ini melakukan penambahan inklusi tipe pori sedikit demi sedikit kedalam material induk host material hingga proporsi materi yang diinginkan tercapai. Selain itu, dalam pemodelan kali ini optimalisasi di lakukan dengan cara memperhitungkan faktor fluida pengisi pori batuan sesuai dengan kondisi reservoir dengan cara mencari nilai modulus bulk fluida sesuai kondisi pada reservoir dengan menggunakan metode Adaptive Batzle-Wang. Setelah itu model fluida tersebut digunakan sebagai input pada pemrograman untuk kemudian di hitung kembali nilai model kecepatan gelombang-P untuk mengestimasi kecepatan gelombang-S dan prosentase tipe pori primer maupun sekunder. Untuk mendeskripsikan geometri pori pada batuan karbonat kita lakukan pendekatan aspek ratio. Aspek ratio untuk tipe pori crack adalah 0.02, interparticle 0.15 dan stiff 0.8. Ketika parameter elastik fluida Adaptive Batzle-Wang digunakan oleh penulis pada model batuan maka akan terlihat nilai RMS error yang mengecil dan nilai kuantitas dari inversi tipe pori yang berbeda dengan sebelum menggunakan parameter elastik fluida tersebut. Hal ini menunjukan bahwa penggunaan parameter elastik fluida Adaptive Batzle-Wang sangat berguna untuk mengoptimalkan pemodelan Rock Physics Differential Effective Medium DEM .

---

Pore system in the carbonate reservoirs are very complex than the pore system on clastic rocks. There are three types of classification of types of pores in carbonate rocks, the interparticle, Stiff and Crack. The complexity of the pore types will lead to changes in P wave velocity by 40 , and will create a carbonate reservoir characterization becomes difficult when the estimated S wave is done with just the type of dominant pore only interparticle . In addition, the geometry of the pores also affects permeability of the reservoir character. Therefore, modeling the elastic modulus of rock taking into account the complexity of type pores in carbonate rocks become very important. Differential Effective Medium DEM is a method of modeling the elastic modulus 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 host material untill the proportion of the material is reached. In addition, the modeling of this optimization is created by calculating the bulk modulus of the fluid filler porous rock at the the reservoir condition using Adaptive Batzle Wang, After creating a fluids model at reservoir conditions that fluid model will be used as input to the programs before then count back the value of the P wave velocity model to estimate the velocity of the S wave and the percentage of primary and secondary pore type on the rock. characteristics of P wave which sensitive to the presence of fluid causes the P wave models were calculated to be more accurate so the estimated S wave and the percentage calculation types of primary and secondary pores in the reservoir becomes more optimal. When the Adaptive Batzle Wang fluid elastic parameter is used by the authors in the rock model it will show a diminished RMS error value and the quantity value of different pore type inversions prior to using the elastic parameter of the fluid. This shows that the use of Adaptive Batzle Wang fluid elastic parameters is very useful to optimize Rock Physics Differential Effective Medium DEM modeling."

"Formasi Baturaja pada Cekungan Sunda yang memiliki reservoar karbonat perlu dilakukan analisis petrofisika dan klasifikasi rock type untuk mengetahui hubungan dari korelasi porositas dan permeabilitas sehingga bisa digunakan dalam menentukan pengaliran fluida untuk prospek hidrokarbonnya. Dengan menggunakan data core (RCA) dan data log, pengelompokkan rock type dapat dilakukan dengan menggunakan metode Hydraulic Flow Unit (HFU) dan Winland. Terdapat empat buah sumur dalam penelitian ini, interpretasi log hingga menentukan parameter petrofisika dan menentukan klasifikasi rock type dilakukan pada sumur ini. Pada penelitian ini sumur AL - 01 dan AL - 07 dijadikan sebagai sumur referensi karena kedua sumur tersebut memiliki data routine core analysis. Dilakukan propagasi rock type pada interval uncored well untuk mendapatkan prediksi rock type yang berkaitan dengan pola yang ada pada cored interval dengan menggunakan metode Multi Resolution Graph Clustering (MRGC). Didapatkan hasil nilai parameter petrofisika pada Sumur AL - 01 memiliki nilai prospek hidrokarbon paling baik dengan nilai porositas 13% dan saturasi air 10%, identifikasi rock type dengan metode HFU mendapatkan tujuh rock type, identifikasi rock type dengan metode Winland mendapatkan empat rock type.

---

The Baturaja Formation in the Sunda Basin which has carbonate reservoirs needs petrophysical analysis and rock type classification to determine the relationship of porosity and permeability correlation so that it can be used in determining fluid flow for hydrocarbon prospects. By using core data (RCA) and log data, rock type classification can be done using Hydraulic Flow Unit (HFU) and Winland methods. There are four wells in this research, log interpretation to determine petrophysical parameters and determine rock type classification is carried out on these wells. In this research, AL - 01 and AL - 07 wells are used as reference wells because both wells have routine core analysis data. Rock type propagation was carried out in the uncored well interval to obtain rock type predictions related to the pattern in the cored interval using the Multi Resolution Graph Clustering (MRGC) method. The results of the petrophysical parameter values in Well AL - 01 have the best hydrocarbon prospect value with a porosity value of 13% and water saturation of 10%, rock type identification using the HFU method gets seven rock types, rock type identification using the Winland method gets four rock types."

"Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untukmemahaminya 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 nilaipengukuran 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 FlowUnit. 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 penelitianmengindikasikan 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 yangterkandung 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 ronggayang 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)."

"ABSTRAKPemodelan fasies karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geologi dan data geofisika. Penelitian ini difokuskan pada analisis seismik fasies dan lingkungan pengendapan. Formasi target pada studi ini adalah Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Formasi Kujung merupakan Formasi yang terdiri atas batuan karbonat. Formasi Ngimbang mampu menjadi reservoar minyak yang baik seperti yang telah ditembus oleh sumur-sumur di lepas pantai Jawa Timur. Namun kajian mengenai Formasi Ngimbang masih terbatas dan belum komprehensif sehingga harus diangkat potensi-potensi pada formasi tersebut dengan pendekatan seismik stratigrafi, ditambah dengan data sumur yang telah menembus Formasi Ngimbang. Dengan menggunakan seismic fasies sebagai acuan diharapkan dapat mengetahui potensi-potensi baru Batuan Karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Untuk itu pada penelitian ini, dilakukan pemodelan facies karbonat. Hasil analisis memperlihatkan tiga fasies pada interval target yaitu: Fasies wackstone-grainstone coraline reffal dengan arah relatif berarah barat-timur, Fasies mudstone-packstone lagoonal dengan arah relative barat-timur,fasies grainstone dolomite tidal, yang berarah relative barat-timur. Pada fasies wackstone-grainstone coraline reffal, merupakan transgresive reef system, dimana pertumbuhan reef mengikuti kenaikan muka air laut relative. Analisis lebih lanjut pada seismik fasies dapat disimpulkan bahwa Formasi Ngimbang didominasi oleh fasies reefal.

---

ABSTRACTCarbonate rock is an important reservoir rock in Indonesia. North East Java Basin has several carbonate reservoir which still productive. This research focused on seismic facies analysis and depositional environtment. This study is conducted integrating geological and geophysical method for evaluating carbonate reservoir in Kujung and Ngimbang Formation. Kujung Formation consist of carbonate rocks. Ngimbang Formation capable of being good reservoir but the study of Ngimbang Formation is still limited and not comprehensible. Structure experience aggradation in the northern part and prograding unit to the south. Facies mapping of the Ngimbang and Kujung formation as presented in the study area suggested that the facies distribution is not as important as fault intensity to control the reservoir quality. Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies but the presence of intensive micrite and stylolite suggested that late diagenetic process occurred and really influence reservoir quality. As also from facies analyses in the Well JPL indicated that Kujung Formation is having reefal to fore reef depositional environment. From this point of view, the area of interest is the area where fault intensity are high. The top structure of Ngimbang Formation at the present time is higher towards eastern part, Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies. "

"[ABSTRAKStudi 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.]"