Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Telah dilakukan studi inversi Simultan untuk karakterisasi reservoar batu pasir di formasi Lower Pematang. Parameter elastis yang dapat dihasilkan dari inversi Simultan diantaranya adalah impedansi P, impedansi S, dan Vp/Vs, Hasil uji sensitivitas pada data sumur menunjukkan bahwa Impedansi Akustik dan Vp/Vs dengan parameter utama Vcl, porositas dan saturasi air dapat memisahkan litologi dengan baik, akan tetapi tidak mampu memisahkan fluida karena separasi yang minim. Sehingga pada studi ini, mengacu pada parameter hasil uji sensitivitas, dilakukan inversi untuk memisahkan litologi dan pesebaran reservoir batupasir berdasarkan Impedansi Akustik AI dan Vp/Vs. Pasir yang berporositas tinggi memiliki nilai Vp/Vs lebih rendah dibandingkan dengan batupasir berporositas rendah. Pada reservoir target batu pasir berporos tinggi memiliki nilai Vp/Vs 1,4 ndash;1,8. Pada formasi Lower Pematang didapatkan nilai porositas berkisar diantara 10 sampai 18 . Nilai kuantitatif ini dapat dijadikan sebagai reservoar sand yang cukup baik yang tersebar juga di daerah sumur, sedangkan ke arah barat, nilai porositasnya semakin mengecil. Nilai porositas yang tinggi disekitar sumur didukung oleh nilai yang rendah untuk AI dan Vp/Vs.

---

Simultaneous inversion studies were performed to characterize the sandstone reservoir in the Lower Pematang formation. The elastic parameters that can be produced from Simultaneous inversion include P impedance, S impedance, and Vp Vs, results of a sensitivity test on the well data shows that Acoustic Impedance and Vp Vs with the main parameters of VCL, porosity and water saturation can separate the lithological well, but not able to separate the fluid due to minimal separation. So in this study, referring to the parameters of the sensitivity test results, an inversion is conducted to separate the lithology and the spread of the sandstone reservoir based on the Acoustic Impedance AI and Vp Vs. High porous sand has a lower Vp Vs value compared to low porous sandstones. The high porous sandstone target reservoir has a value of Vp Vs 1.4 to 1.8. In the formation of Lower Pematang obtained porosity value ranges between 10 to 18 . This quantitative value can be used as a reservoir sand are quite well spread also in the area of the well, while to the west, the value of porosity has narrowed. High porosity values around the well are supported by low values for AI and Vp Vs."

"Lapangan Kale terletak pada Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan dimana lapangan ini berada pada Blok yang aktif menghasilkan minyak dan gas bumi. Keekonomian atau nilai dari suatu lapangan minyak gas sangat penting dalam rangka pengembangan lapangan tersebut. Sehingga studi integrasi antara geologi dan geofisika mengenai karakterisasi reservoar pada lapangan ini sangat diperlukan. Angka yang didapat dalam hal cadangan akan sangat penting bagi seorang reservoir engineer dalam menentukan keekonomian lapangan tersebut. Berbekal data survey seismik 3D dan 4 sumur eksplorasi studi integrasi geologi dan geofisika ini dijalankan. 3 fase studi utama, yaitu analisa petrofisika, dimana kita dapat mengetahui sifat fisik dari batuan reservoar pada tiap sumurnya di lapangan Kale pembuatan impedansi akustik, dimana didahului dengan analisa rock physic pada data sumur, terlihat jelas bahwa impedansi akustik pada data sumur dapat membedakan 3 jenis litologi yang berkembang pada reservoar sand-A formasi LTAF. Pemodelan geologi, dimana impedansi akustik dan juga data dari analisa petrofisika dipakai sebagai input dalam pemodelan geologi ini. Output dari studi ini akan menghasilkan beberapa peta sebaran reservoar, mulai dari peta sebaran fasies dimana berdasarkan data core sumur Kale-2 reservoar sand-A formasi LTAF diendapkan pada lingkungan transisi/ delta. Peta sebaran porositas, dimana kontrol fasies dipakai dalam mempopulasikan porositas pada reservoar sand- A lapangan Kale. Peta sebaran permeabilitas, di buat berdasarkan persamaan antara porositas dan permeabilitas yang ada pada data core, sehingga nilai permeabilitas pada studi ini didapat dari transformasi porositas- permeabilitas dengan menggunakan persamaan tersebut.

---

Kale is Field located at Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin, which is being a part of one of active blocks in Indonesia. Field economic value is the most important thing in order to develop oil and gas field. Integrated geology and geophysics study for reservoir characterization in this field is urgently needed. For reservoir engineer, reserve estimation from geologist will be used to run the economic evaluation in this field. 3D Seismic data and 4 four exploration wells are used in this integrated G G study. Three primary phases is carried out in order to run this study. Petrophysical analysis in each well in Kale field will be evaluated to have all the petrophysical value in A sand reservoir Acoustic impedance cube generated base on rock physic analysis which is acoustic impedance can divided A sand reservoir into 3 three lithology Geological modeling generated with acoustic impedance cube and petrophysical data as the input. The result of this study is presented in reservoir distribution map, such as facies which is controlled by core data from Kale 2 well that showing this reservoir deposited at delta environment. Porosity distribution map generated with facies distribution control. Porosity permeability plot at Kale 2 well have a good equation will be used to transform porosity value to permeability value."

"Lapangan K merupakan salah satu lapangan minyak bumi dengan reservoar berupa batupasir Formasi Tanjung yang berada di Cekungan Barito. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan gambaran bawah permukaan secara detil dengan metode pemodelan geologi yang meliputi pemodelan struktur, fasies, dan petrofisika serta diintegrasikan dengan hasil inversi EEI. Data penelitian terdiri dari data log tali kawat berjumlah empat belas sumur dan data seismik 3D. Data sumur ini dilakukan korelasi marker geologi, analisis elektrofasies, serta analisis petrofisika sedangkan pada data seismik dilakukan interpretasi horizon, patahan, serta seismik inversi. Objektif pemodelan dilakukan pada tiga lapisan batupasir produktif, yaitu lapisan D, E, dan M serta khususnya pada pemodelan fasies serta petrofisika dilakukan co-kriging terhadap analisis seismik inversi yang telah dilakukan.Fasies yang berkembang pada lapangan K yaitu terdiri dari: Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, dan Distributary Channel Sand. Distribusi porositas pada lapisan E dan M menunjukkan area dengan besaran porositas yang tergolong baik 0.2-0.25 pada area timur laut dan selatan yang belum dikembangkan. Saturasi menunjukkan area selatan di setiap lapisan telah memiliki nilai kejenuhan air yang tinggi sehingga area pengembangan lebih detail di bagian utara ke timur laut.

---

Field is one of the oilfield in Barito basin with sandstone reservoir from Tanjung Formation. This evaluation aims to map the subsurface in detail with geological modeling methods that include modeling of the structure, facies and petrophysical. The research data consists of fourteen well log data and 3D seismic data. The well data will be evaluated to make multi correlation of geological marker, geological analysis was performed to identify oil and gas bearing reservoir, elektrofacies analysis and petrophysical analysis. The seismic data will be interpreted to horizons, faults, and seismic inversion. The objective reservoir will be performed on three productive sandstone layer D, E, and M, and in particular on the facies and petrophysical modeling will be co kriging with seismic inversion analysis has been done. Facies that develop on the K field consist of Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, and Distributary Channel Sand. The results of this evaluation are expected to help identify the presence of hydrocarbons as well as determining the future development plan. Porosity distribution of layer E and M shows the medium to good value 0.2 0.25 in northeast and southern area that undevelop area. Water saturation model in southern area from those three layers has high saturation, the development plan is more detail in the northern to the northeast of the research area."

"Lapangan 'X' adalah salah satu lapangan penghasil minyak di Cekungan Sumatera Tengah. Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil minyak terbesar di Indonesia. Lapangan 'X' adalah area dengan Formasi Bekasap onlaping ke Tinggian Basement. Fitur onlapping berpotensi untuk perangkap stratigrafi. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi potensi perangkap stratigrafi, distribusi reservoir batu pasir, tipe fasies, dan lingkungan pengendapan. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 3D, log sumur, dan data inti batuan. Metode penelitian yang digunakan adalah analisis elektrofasies berdasarkan log sumur, atribut seismik, dan model geologi konseptual. Hasil penelitian menunjukkan bahwa ada potensi perangkap stratigrafi dalam bentuk perangkap intra-formasi dan regional. Jebakan intra-formasi dibentuk oleh perselingan batupasir dan litologi serpih secara vertikal dan perubahan fasies lateral, sedangkan jebakan regional dibentuk oleh lapisan serpih Formasi Telisa dan Formasi Bekasap dengan onlap di Tinggian Basement. Berdasarkan inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, atribut envelope, dan atribut rms amplitudo  menunjukkan distribusi reservoir batupasir A Formasi Bekasap berarah Timurlaut - Baratdaya pada zona onlapping ke Tinggian Basement. Berdasarkan integrasi analisis data batuan inti, elektrofasies, inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, dan atribut rms amplitudo lingkungan pengendapan reservoir diinterpretasikan sebagai wave dominated delta yang terdiri dari empat fasies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, dan offshore.

---

The 'X' field is an oil-producing field in the Central Sumatera Basin. Central Sumatera Basin is one of the largest oil-producing sedimentary basin in Indonesia. The field is an area in the form of onlaping Bekasap Formation to the Basement High. The onlapping feature has potential for stratigraphic traps. This study aims to identify the potential stratigraphic traps, the distribution of sandstone reservoirs, facies types and the depositional environments. The data used in the study are 3D seismic data, well log, and core data. The research methods used including the analysis of electrofacies based on well log, seismic attributes, and conceptual geology model. The research shows that there is a stratigraphic trap in the form of intra-formation and regional traps. Intra-formation traps were formed vertically by the intersection of sandstone and shale lithologies and lateral facies changes, whereas the regional traps are formed by the shale layer of Telisa Formation and Bekasap Formation with onlapping on the Basement High. Based on AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz, envelope, and rms amplitude attributes show the distribution sandstone reservoir A of Bekasap Formation is Northeast - Southwest on onlaping zone to the Basement High. Based on integrated of core data, electrofacies, AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz and rms amplitude attributes, the depositional environment of reservoir is interpretated as wave dominated delta which is of four facies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, and offshore facies."

"Salah satu daerah penghasil migas di Indonesia adalah Lapangan “X” yang termasuk dalam Blok Senoro-Toili, Cekungan Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Formasi yang berperan sebagai reservoir pada lapangan ini adalah Formasi Minahaki, yang tersusun dari batugamping bioklastik. Dalam fase pengembangan lapangan lanjutan untuk meningkatkan produksi minyak dan gas setelah penemuan lapangan, diperlukan evaluasi yang sangat komprehensif. Salah satu fokus utama evaluasi adalah karakterisasi batuan reservoir, sistem petroleum, dan estimasi cadangan hidrokarbon pada lapangan tersebut. Untuk dapat mengestimasi volume cadangan dengan akurat, diperlukan informasi berupa sebaran spasial properti petrofisika pada reservoir yang bisa didapatkan dengan membuat model statik reservoir secara 3D dengan mengintegrasikan data petrofisika dengan data seismik. Penelitian ini menggunakan impedansi akustik yang didapatkan dari proses inversi karena log impedansi akustik memiliki korelasi yang baik dengan log porositas pada masing-masing sumur, kemudian hasil inversi dijadikan sebagai secondary variable untuk memodelkan sebaran spasial dari properti porositas pada reservoir ini. Pada penelitian ini didapatkan area dengan porositas tinggi memiliki rentang nilai AI sebesar 1373-2880 (m/s)*(g/cc) yang terlihat tersebar pada area di bawah horizon Formasi Minahaki, terutama pada struktur tinggian yang dilewati oleh Sumur E. Arah penyebaran porositas juga dapat dilihat dari peta sebaran rata-rata yang menunjukkan adanya tren anomaly porositas tinggi berarah Timur Laut-Barat Daya. Reservoir Formasi Minahaki pada Lapangan "X" memiliki volume net sebesar 1.688.533*10³ m³, dengan volume total pori sebesar 2272000*10³ RB. Reservoir ini diperkirakan memiliki volume gas di tempat (GIIP) sebesar 2216 BCF.

---

One of the oil and gas producing areas in Indonesia is Field “X,” located in the Senoro-Toili Block, Banggai Basin, Central Sulawesi Province. The reservoir in this field is the Minahaki Formation, composed of bioclastic limestone. In the advanced development phase of the field to increase oil and gas production following its discovery, a comprehensive evaluation is essential. One of the main focuses of this evaluation is the characterization of the reservoir rock, petroleum system, and estimation of hydrocarbon reserves in the field. To accurately estimate reserve volumes, spatial distribution information of petrophysical properties in the reservoir is required, which can be obtained by creating a 3D static reservoir model integrating petrophysical data with seismic data. This study utilizes acoustic impedance derived from inversion processes, as acoustic impedance logs correlate well with porosity logs at each well, and the inversion results are used as secondary variables to model the spatial distribution of porosity properties in this reservoir. The study identifies areas with high porosity values ranging from 1373-2880 (m/s)(g/cc), primarily distributed below the horizon of the Minahaki Formation, particularly in the uplifted structures traversed by Well E. The porosity distribution trend also indicates a Northeast-Southwest direction as shown by the average distribution map with high porosity anomalies. The Minahaki Formation reservoir in Field "X" has a net volume of 1,688,53310³ m³, with a total pore volume of 2,272,000*10³ RB. The reservoir is estimated to have a gas volume in place (GIIP) of 2216 BCF."

"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."

"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)."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Pada studi ini telah dilakukan analisis petrofisika terhadap Kelompok Sihapas-Pematang pada Lapangan S, Cekungan Sumatera Tengah. Terdapat empat buah sumur yaitu KN-1, N-1, O-1, dan P-1 yang tersebar pada Lapangan S. Analisis petrofisika bertujuan untuk mengidentifikasi zona reservoar hidrokarbon melalui perhitungan parameter petrofisika yang terdiri dari perhitungan kandungan lempung, saturasi air, porositas, dan permeabilitas. Selanjutnya, penentuan nilai cutoff dari kandungan lempung, porositas, saturasi air, dan permeabilitas dilakukan untuk pembuatan lumping. Pengolahan tambahan yaitu well to seismic tie dilakukan dengan tujuan agar log sumur dapat diletakkan pada kedalaman sebenarnya dalam penampang seismik sehingga didapatkan gambaran kondisi struktur geologi bawah permukaan. Berdasarkan hasil lumping, zona yang potensial mengandung hidrokarbon dari empat buah sumur pada Lapangan S ini memiliki nilai porositas rata-rata yaitu 26 %, nilai saturasi air rata-rata yaitu 14 %, nilai kandungan lempung rata-rata yaitu 11 %, dan nilai permeabilitas rata-rata yaitu 121 mD.

---

Through this study, a petrophysical analysis of the Sihapas-Pematang Group at Field S, Central Sumatera Basin has been conducted. There are four wells namely Well KN-1, Well N-1, Well O-1, and Well P-1 which spread at Field S. Petrophysical analysis aims to identify hydrocarbon reservoir zones through petrophysical parameter measurements which consist of volume shale, water saturation, porosity, and permeability. Afterwards, determining cutoff value of volume shale, porosity, water saturation, and permeability to generate lumping. An additional processing, which is well to seismic tie, conducted in order that the well log can be placed at the right depth in the seismic section so that the imaging of the subsurface geological structure condition may be acquired. Based on lumping result, the zones potentially containing hydrocarbon from the four wells at Field S have an average porosity value of 26%, an average of water saturation value of 14%, an average volume shale value of 11%, and an average permeability value of 121 mD."