Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kondisi reservoir pada lapangan karbonat sangat jauh berbeda dengan kondisi reservoir pada lapangan batu pasir, dan ketika masuk kedalam ranah interpretasi geofisika, analisa sifat intrinsik dari batuan karbonat itu sendiri tidak dapat diabaikan atau bahkan diasumsikan sama dengan reservoir jenis batuan lain. Dalam beberapa kasus nyata terjadi misinterpretasi dalam mendeskripsikan reservoir migas yang ada dibawah permukaan karena kekurangan informasi sifat intrinsik reservoir, untuk menghindari kasus yang merugikan tersebut, studi mengenai kondisi dan sifat intrinsik reservoir batuan karbonat itu sendiri perlu diperhatikan lagi baik dari komposisi tipe pori, jenis mineralnya hingga fluida yang terkandung didalam reservoir tersebut. Pada reservoir batuan karbonat itu sendiri terdapat 3 jenis tipe pori yaitu Crack, Stiff dan Interparticle yang mana sangat berpengaruh merubah kecepatan gelombang-P hingga 30 ketika merambat dan direkam oleh receiver. Begitu pula dengan mineral penyusunnya, terdapat Calcite, Dolomite, Quartz dan Clay yang mana sangat mempengaruhi rigiditas dan sifat elastik batuan karbonat itu sendiri. Fluida yang terkandung didalam reservoir karbonat ini turut menyumbangkan pengaruh yang signifikan terhadap respon perambatan gelombang-P pada reservoir. Dengan menggunakan metode Simultaneous DEM-Rockphysics Reservoir Accurate Modelling dapat diketahui dengan akurat sifat elastik dan kondisi reservoir karbonat dengan mengkalkulasi secara simultan inklusi tipe pori, fluida dan mineral penyusun yang terdapat dalam reservoir serta dengan memprediksi kondisinya se-akurat mungkin seperti kondisi yang sesungguhnya agar dapat membantu meningkatkan interpretasi respon seismik yang ada se-optimal mungkin.

---

The condition of reservoir in carbonate base fields is significantly different compared to the sandstone base reservoir, and when enhance forward into the geophysical interpretation domain, the intrinsic nature of carbonate stone analysis itself cannot be ignored or evenmore being assumed as slightly coherent with any other reservoir rock type. In some real cases the misinterpretation happened while describing the oil and gas reservoir beneath due to insufficient information of the intrinsic nature of reservoir, to avoid the misleading and disadvatageous case happens, advance studies for the intrinsic nature and condition of the carbonate base reservoir rock need to be concern more specifically in terms of porosity type composition, minerals type, and also the fluids contained in the reservoir. There are 3 types of porosity classification for carbonate reservoir itself, viz. Crack, Stiff and Interparticle which affecting the P velocities significantly for almost 30 change while propagating and recorded by receivers. Likewise as the minerals composition, occur to be Calcite, Dolomite, Quartz or Clay also affecting the rigidness and the carbonate rock elastic properties. The fluids content in the carbonate reservoir also contribute an effect that significantly changing the P velocities response upon the reservoir. By using the Simultaneous DEM Rockphysics Reservoir Accurate Modelling method, the elastic properties and the condition of reservoir will be able to determined more accurately by simultanly calculating the inclusion of pore type, fluids, and minerals composition contained in the reservoir also to predict the condition as accurate as possible to the real condition beneath the surface, so the information could be used to improve the seismic interpretation understanding optimally."

"Metoda inversi simultan merupakan salah satu metoda yang digunakan dalam proses AVO inversion, yang didalam prosesnya mengolah input seismik "partial stacking" dalam satu proses untuk menghasilkan volume seismik untuk parameter elastik dan impedansi. Metoda Lambda Mu Rho merupakan metoda yang menggunakan parameter elastik dalam analisanya, dimana Lambda merupakan parameter incompressibilitas, yaitu kemampuan batuan dalam terbentuknya perubahan volume apabila terkena stress dan Mu merupakan parameter rigiditas dari batuan, yaitu kemampuan batuan dalam perubahan bentuk apabila terkena stress. Study ini mempelajari reservoar karbonat dengan memberikan analisa secara kualitatif untuk klasifikasi fluida dengan menggunakan inversi simultan. Analisa "RockPhysics" dilakukan untuk mengestimasi secara kualitatif parameter-parameter dari Lambda Mu Rho. Hasil akhir dari study ini adalah seismik 3D untuk karakterisasi reservoir dengan ketidakpastiannya yang terdiri dari reservoir karbonat dengan kandungan gas dan air, dan juga Lambda Mu Rho volume (Volume 3D untuk Lambda-Rho dan Mu-Rho). Objek penelitian yang digunakan adalah data dari offshore di Jawa Timur.

---

Simultaneous Inversion is a method that used in the AVO inversion, that process the partial stacking as input and the elastic parameter and impedances as output in one batch. Lambda Mu Rho is a method that used elastic parameter for the analysis: Lambda as the incompressibility parameter, the ability of rocks to transform their volume when are given a stress and Mu as the rigidity parameter, the ability of rocks to transform their shape when are given a stress.

This study was carried out in carbonate reservoir to present qualitative fluid classification with level of confidence based on Simultaneous seismic Inversion. Rock physics analysis was also conducted to quantitatively estimate Lambda Mu Parameter.

The final product of this study workflow is a 3D cube of reservoir characterization with uncertainties which consist of probability of wet carbonate and gas carbonate, and Lambda Mu Rho (Lambda-Rho and Mu-Rho 3D cube). As object of the study, the data from offshore East Java was used."

"Teknik inversi simultan transformasi Lambda Mu Rho LMR dan analisis AVO telah diterapkan pada studi kasus Lapangan lsquo A rsquo Cekungan Sumatera Selatan Tujuannya adalah untuk memetakan sebaran reservoar berupa batupasir yang berpotensi mengandung hidrokarbon Zona target berada pada Sumur X 01 yang terletak pada bagian lower Formasi Talang Akar di kedalaman 2300 2600 m Hasil analisis menunjukkan bahwa sebaran batupasir yang berpotensi mengandung hidrokarbon dapat diidentifikasi dengan cukup baik melalui parameter Lambda Mu Rho LMR Dimana batupasir dapat ditandai dengan nilai Mu Rho kurang dari 37 GPa gr cc dan kandungan hidrokarbon ditandai melalui nilai Lambda Rho yang rendah yaitu kurang dari 25 GPa gr cc Hasil analisis AVO menunjukkan tidak adanya kandungan gas pada sumur X 01 sehingga dapat disimpulkan bahwa kemungkinan besar kandungan hidrokarbon yang ada pada sumur ini adalah berupa minyak bumi.

---

Simultaneous inversion technique Lambda Mu Rho LMR transformation and AVO analysis have been applied to Field lsquo A rsquo South Sumatera Basin The aim of this study is to map the distribution of sandstones which contained of hydrocarbon as the reservoirs target Zone of interest well X 01 is located at lower Talang Akar Formation in 2300 m ndash 2600 m depths The distribution of sandstones as the hydrocarbon reservoirs could be well identified by using Lambda Mu Rho analysis Where sandstones are characterized by Mu Rho lower than 37 GPa gr cc and hydrocarbon content is identified by low value of Lambda Rho 25 GPa gr cc AVO analysis results indicate the absence of gas content in this well so it can be inferred that well X 01 is most probably contained by oil."

"Telah dilakukan analisis AVO (Amplitude Variation With Offset) dan studi inversi Elastic Impedance pada lapangan Penobscot, untuk mengkarakterisasi dan mengidentifikasi kandungan dan persebaran fluida pada reservoar. Pada implementasinya data seismik pre-stack yang diolah dengan menggunakan analisis AVO dan inversi Elastic Impedance menghasilkan output berupa penampang seperti Intercept (A), Gradient (B), Produk A*B, Scaled Poisson?s Ratio Changed, Near Angle Inverted, dan Far Angle Inverted untuk diinterpretasikan lebih lanjut, sehingga dapat dilakukan karakterisasi reservoar dan diketahui persebaran fluida pada reservoar tersebut. Analisis attribut AVO yang dilakukan pada data lapangan Penobscot termasuk pada anomali AVO kelas III (porous gas-sandstone), dan untuk lebih lanjut lagi maka dilakukan proses inversi Elastic Impedance dengan dilakukannya pengolahan data sumur dan dihasilkan output berupa EI near log dan EI far log sebagai pengontrol proses inversi Elastic Impedance. Selain itu dilakukan juga krosplot antara sumur dan penampang inversi untuk menentukan persebaran fluida pada reservoar. Didapatkan hasil pada penampang inversi EI near, zona gas berada pada nilai 17500 ft/s*gr/cc sampai dengan 22500 ft/s*gr/cc, dan pada penampang inversi EI far, zona gas berada pada nilai 10000 ft /s*gr/cc sampai dengan 15000 ft /s*gr/cc pada top AP2 ( top reservoar) pada rentang waktu 2000 - 2050 ms.

---

AVO (Amplitude Variation With Offset) analysis and Elastic Impedance inversion studies in the Penobscot field have been performed, to characterize and identify the content and distribution of fluid in the reservoir. In the implementation, seismic data pre-stack was processed by using analysis of AVO and inversion Elastic Impedance produced output section such as Intercept (A), Gradient (B), Product A*B, Scaled Poisson's Ratio Changed, Near Angle Inverted, and Far Angle Inverted for further interpretation. Reservoir characterization thus can be done and the distribution of fluid in the reservoir can be observed. AVO attribute analysis performed on the data field on the Penobscot, was included in class III AVO anomalies (gas-porous sandstone), and the Elastic Impedance inversion process was further performed by the well data processing and the resulting output from the log near EI and EI far as the log Elastic Impedance inversion process controller. Also performed well krosplot between wells and inversion to determine the cross-sectional distribution of fluid in the reservoir. Results obtained in cross section near EI inversion zone, the gas is at the value of 17500 ft / s * gr / cc up to 22500 ft / s * gr / cc, and the cross-section inversion EI far, the gas zone is in the 10000 ft / s * gr / cc up to 15000 ft / s * gr / cc at the top AP2 (top reservoir) in the period 2000 to 2050 ms."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"Analisis AVO dan inversi simultan merupakan metode yang berperan penting dalam mengidentifikasi litologi dan fluida reservoar. Pada penelitian ini, analisis AVO dan inversi simultan dilakukan pada lapangan X, cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan analisis data Uji Kandungan Lapisan, pada sumur RWN-1 di kedalaman 1165 - 1170 meter terdapat kandungan fluida hidrokarbon berupa gas pada litologi batupasir. Penelitian ini menggunakan data pre-stack super gather yang dianalisis dengan menggunakan AVO. Dari hasil analisis ini, ditemukan anomali AVO kelas IIp pada kedalaman zona target, yaitu 1165 - 1170 meter (time 778 - 782 ms), inline 1678 dan crossline 5556. Analisis AVO dilakukan pada atribut AVO, yaitu intercept yang bernilai positif, gradient yang bernilai negatif, product yang bernilai negatif, dan scaled poisson’s ratio changed yang bernilai rendah. Analisis inversi simultan dilakukan pada partial angle stack, yaitu near angle stack (0° - 10°), mid angle stack 10° - 20°), dan far angle stack (20° - 30°). Inversi simultan dilakukan untuk identifikasi reservoar batupasir menggunakan parameter impedansi S dengan range nilai (4543,48 - 5512,35 (m/s)*(gr/cc)) dan densitas dengan range nilai (2,35 - 2,56 (gr/cc)). Sedangkan parameter impedansi P dengan range nilai (8373,25 - 9047,45 (m/s)*(gr/cc)) dan VpVs ratio dengan range nilai (1,53 - 1,87 unitless) digunakan untuk identifikasi fluida reservoar.

---

AVO analysis and simultaneous inversion is the important method to identify lithology and reservoir fluid. In this research, AVO analysis and simultaneous inversion were applied to the field X, South Sumatera Basin. Based on Drilled Stem Test (DST) data analysis, in the RWN-1 well at depth 1165 - 1170 meters, there is gaseous hydrocarbon content in sandstone lithology. This study used pre-stack super gather data that was analyzed by using AVO .This analysis showed AVO class IIp anomaly in the depth of target zone, 1165 - 1170 meters (time 778 - 782 ms), inline 1678 and crossline 5556. AVO analysis was carried out on AVO attributes, positive intercept, negative gradient, negative product, and low scaled poisson’s ratio changed. Simultaneous inversion analysis was performed on partial angle stack start from near angle stack (0° - 10°), mid angle stack (10° - 20°), and far angle stack (20° - 30°). Simultaneous inversion analysis was applied to identify sandstone reservoir by using S impedance parameter with range (4543,48 - 5512,35 (m/s)*(gr/cc)) and density with range (2,35 - 2,56 (gr/cc)). Furthermore, P impedance parameter with range (8373,25 -9047,45 (m/s)*(gr/cc)) and VpVs ratio with range (1,53 - 1,87 unitless) were used to identify reservoir fluid."

"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."

"ABSTRACTTelah berhasil dilakukan karakterisasi pada reservoir karbonat menggunakan simultaneous inversion pada lapangan x untuk mengetahui litologi dan kandungan fluida pada lapangan X. Reservoir tersebut berupa reef karbonat pada formasi Tuban yang terletak di cekungan Jawa Timur bagian Utara. Reservoir karbonat berbeda dengan reservoir lainnya dikarenakan karbonat memilik tingkat heterogenitas yang tinggi serta dapat mengalami diagenesa. Inversi Simultan digunakan pada penelitian kali ini dikarenakan dapat menghasilkan parameter impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas secara simultan. 3 output dalam inversi simultan kemudian akan dilakukan transformsi untuk mendapatkan parameter lame yaitu Lambda Rho yang sensitif terhadap fluida serta Mu Rho yang sensitif terhadap litologi. Diharapkan parameter Lame dapat mempertajam Identifikasi litologi maupun fluida yang berada di reservoir. Vp/Vs ratio juga dapat dimunculkan dengan bantuan dari ketiga output inversi simultan tersebut yang berguna juga untuk menganalisis fluida. Inversi Simultan yang dilakukan pada lapangan xdikontrol oleh dua sumur yaitu M01 dan M02 yang masing-masing diantaranya hanya berbeda 1 inline. Input data seismik yang digunakan pada penelitian kali ini adalah data angle gather. Berdasarkan analisis dari Lambda Mu Rho serta Vp/Vs ratio, zona target sumur M01 dan M02 memiliki potensi sebagai reservoir hidrokarbon. Indikasi hidrokarbon ini ditunjukan dari analisis crossplot Vp/Vs vs Lambda Rho dengan nilai Vp/Vs berkisar 1.7-1.8 dan Lambda Rho berkisar 40-60 Gpa g/cc dengan nilai Mu Rho berkisar 40 ndash; 80 Gpa g/cc. Dari nilai tersebut dapat dibuat slicing untuk mengetahui litologi dan arah penyebaran kandungan hidrokarbon dan arah sebarannya mengarah ke arah Barat Laut untuk litologi dan kandungan fluida hidrokarbon.

---

ABSTRACTCarbonate Reservoir have been characterized in X field using Simultaneous Inversion to determine lithology and fluid content. This reservoir located in Nort East Java Basin in the form of big Reef Carbonate on Tuban Formation. Carbonate Reservoir has unique charateristics than the other reservoir because its heterogenities and diagenesis can be occured. Simultaneous Inversion used in this study because it can generate accoustic impedance, shear impedance and density simultaneously. Those 3 outputs then can be transformed to extract Lambda Rho which is sensitive to fluid content and Mu Rho which is sensitive to lithology. Vp Vs also can be generated from those 3 outputs which is usefull to determine fluid content. Hopefully, those parameters can be used to sharpen analysis about lithology and fluid content. Simultaneous inversion which used in X Field controlled by 2 wells, M01 and M02 which respectively only space for 1 inline. Seismic input on this study using angle gather. Based on analysis from Lambda Mu Rho and Vp Vs ratio, this reservoir has potential hidrocarbon inside. Hidrocarbon is indicated from crossplot Vp Vs vs Lambda Rho, Vp Vs is about 1.7 ndash 1.8 and Lambda Rho is about 40 ndash 60 Gpa g cc and Mu rho is about 40 ndash 80 Gpa g cc from Mu Rho vs Densitys Crossplot. Then Slicing can be generated to determine distribution of lithology and fluid content and the spreading delineated to North West for lithology and hidrocarbon fluid itself. "

"Heterogenitas dan kompleksitas menjadi alasan utama reservoir karbonat menawarkan tantangan tersendiri dalam proses karakterisasinya dibandingkan dengan reservoir silisiklastik. Reservoir ini dapat memiliki tipe pori yang bervariasi yang dapat mempengaruhi perubahan nilai Vp hingga sebesar 40%. Variasi tipe pori bergantung pada lingkungan pengendapan dan proses diagenesa dimana tipe pori ini sangat berkorelasi dengan permeabilitas. Differential Effective Medium (DEM) diimplementasikan untuk memodelkan modulus elastis medium efektif dengan mempertimbangkan efek dari kompleksitas pori batuan. Kompleksitas pori ini dalam pemodelan diklasifikasikan menjadi tiga tipe pori geofisika, yaitu stiff pore, interparticle pore, dan microcrack. Model rockphysics hasil pemodelan kemudian digunakan untuk menghitung nilai Vs. Hasil inversi tipe pori menunjukan bahwa daerah penelitian didominasi oleh interparticle dan microcrack. Hasil dari pemodelan 1D kemudian disebarkan ke volume seismik untuk mengetahui distribusi spasial tipe pori. Hasil analisis sensitifitas menunjukan bahwa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas memiliki korelasi yang baik dengan tipe pori. Oleh karena itu Probabilistik Neural Network digunakan untuk menyebarkan tipe pori ke seismik dengan data training berupa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas. Hasil training dengan nilai korelasi 0.92 kemudian diaplikasikan ke seismik. Hasil ini kemudian digunakan untuk interpretasi zona dengan permeabilitas paling baik.

---

Heterogeneity and Complexity are the main reasons why carbonate reservoirs offer a great challenge for its characterization compared to silisiclastic reservoirs. Carbonate reservoirs are known for its variable pore type and this variability can affect the Vp value up to 40%. Pore type can vary depending on its depositional environment and diagenetic processes and these pore types are highly correlated with permeability. Differential Effective Medium is used to model the elastic modulus of effective medium that takes into account the effect of complexity of rock pore type. This complexity, in modelling, is divided into three geophysical pore types, which are stiff pore, interparticle pore, and microcrack. The resulting rockphysics model is then used to calculate the value of Vs. Pore type inversion shows that the dominant pore types in this study area are interparticle and microcrack. The results of 1D modelling are then distributed to seismic volume to map the spatial distribution of pore type. Sensitivity analysis shows that acoustic impedance, shear impedance, and porosity have a good correlation with pore type. Therefore, Probabilistic Neural Network is used to distribute 1D pore type to seismic volume by using acoustic impedance, shear impedance, and porosity as a training data. The training result, with correlation coefficient of 0.92, is then applied to the seismic volume. The resulting volume is then used to interpret the zones with best permeability."