Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Permeabilitas formasi batuan merupakan salah satu unsur parameter reservoir yang penting. Perkembangan teknologi logging yang akhir-akhir ini demikian pesat, memungkinkan kita untuk mendapatkan profit data permeabilitas formasi batuan secara kontinu. Salah satu teknologi yang dapat digunakan untuk mengestimasi profit data permeabilitas tersebut adaiah dengan melakukan survai logging monopole array acoustic. Dari survai tersebut kita dapat melakukan pengolahan data gelombang Stoneley (tabung) untuk melakukan estimasi permeabilitas formasi batuan. Teknologi baru ini relatif murah dan cukup efektif dibandingkan dengan teknologi pengukuran permeabilitas formasi batuan yang lain. Permeabilitas Akustik atau Stoneley diturunkan berdasarkan pada perhitungan atenuasi dan waktu tempuh gelombang Stoneley, yang secara langsung berhubungan dengan permeabilitas formasi batuan (gerakan fluida dan gangguan tekanan gelombang). Penjalaran gelombang Stoneley dalam lubang bor akan menggerakkan fluida dalam rongga formasi batuan yang memotong lubang bor, sehingga akan terjadi kelambatan waktu tempuh dan atenuasi gelombang Stoneley. Hubungan tersebut dirumuskan oleh X.M. Tang et al. 1991 sebagai berikut: (atenuasi, kelambatan waktu tempuh) K/p KrK : permeabilitas formasi p : viskositas fluida Kf : inkompresibilitas Suatu model gelombang Stoneley sintetik dibuat tanpa memasukkan unsur permeabilitas kedalamnya. Perbandingan antara data gelombang Stoneley pengukuran dan model gelombang Stoneley sintetik akan menghasilkan pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh. Adanya pergeseran frekuensi menunjukkan adanya atenuasi gelombang. Dengan melakukan inversi dari pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh gelombang akan menghasilkan profit permeabilitas Stoneley atau Akustik.Analisis data permeabilitas dilakukan pada sumur Rengan Condong, mengintegrasikannya dengan data lain seperti penurunan permeabilitas hasil survai NMR (Nuclear Magnetic Resonance), hasil uji formasi dan pemerian litologi data serbuk pemboran.

---

Rock Formation Permeability Analysis from the Monopole Acoustic Data EstimationRock formation Permeability is one of the most important elements in the reservoir characterization and fluid management. For last decade, new techniques have been developed to invert the continuous reservoir permeability profile estimation. One of the techniques is the wire-line monopole array acoustic logging. Stoneley (tube) wave which is preserved during acoustic logging, could be processed to estimate the reservoir permeability profile. This technique is cheaper and more effective than the other permeability determination techniques.

Stoneley or Acoustic Permeability is determined based on the attenuation and delay times of the Stoneley wave propagations in the reservoir. During the propagation in a porous media, the Stoneley wave moves the formation pore fluid at the borehole interface, results the attenuation and travel time delay. The relations are formulated by X.M. Tang et al. 1991 :

(Attenuation, Travel Time Delay) --K

K : formation permeability p : fluid viscosity Kr : incompressibility

The Stoneley wave model creates only for formation elasticity and borehole effects, without permeability effect. The measured data contain of all effects, permeability, formation elasticity and borehole. Comparison of the model and measured wave data yields the centroid frequency shift and travel time delay. The centroid frequency shift indicates the measure of wave attenuation. Applying the inversion method to the centroid frequency shift and travel time delay results the Stoneley permeability profile.

An integrated data analyzing of permeability applied to the Rengan Condong well. They are the acoustic permeability, NMR (Nuclear Magnetic Resonance) permeability, DST (Drill Stem Test) and lithology description data."

"Porositas dan permeabilitas merupakan parameter penting kualitas batu pasir. Kualitas batupasir sangat dipengaruhi oleh proses pasca pengendapan yaitu prosesnya diagenesis batupasir seperti kompaksi, sementasi, dan disolusi. Area penelitian merupakan singkapan dari Formasi Jatiluhur yang berumur Miosen Tengah dan disimpan di lingkungan batial (lereng-rak). Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui porositas dan permeabilitas serta perilaku mineral lempung terjadi dari singkapan analog formasi Jatiluhur berdasarkan data Pengukuran penampang stratigrafi menggunakan metode analisis data batuan inti rutinitas dan SEM. Hasil porositas batupasir formasi Jatiluhur berada dalam kisaran 9% - 16% sedangkan hasil permeabilitas berada pada range 0.1 mD - 0.7 mD. Hubungan porositas dan permeabilitas batupasir formasi Jatiluhur cenderung berbanding lurus. Mineral tanah liat ditemukan di batupasir Formasi Jatiluhur termasuk kaolinit yang berperan sebagai pengisi pori, smektit dengan sifat sebagai pengisi pori dan pelapis pori, serta illite dengan perilaku sebagai pelapis pori. Dari usia muda hingga tua, kandungan mineral illite semakin parah melimpah karena suhu yang lebih tinggi di lingkungan pengendapan lebih dalam. Hasil porositas dan permeabilitas batupasir formasi Jatiluhur sangat heterogen karena adanya mineral autigenik seperti mineral mineral kaolinit, smektit, ilit, dan detritus seperti kalsit dan kuarsa, serta mineral albite. Hubungan porositas dengan kelimpahan mineral sekunder dari usia muda hingga tua semakin membesar karena semakin banyaknya mineral tidak sehat dapat membentuk mikropori.

---

Porosity and permeability are important parameters of sandstone quality. The quality of the sandstones is greatly influenced by the post-deposition process, namely the diagenesis of the sandstones such as compaction, cementation, and dissolution. The research area is an outcrop of the Jatiluhur Formation which is Middle Miocene and stored in a batial environment (slopes). The purpose of this study is to know the porosity and permeability as well as the behavior of clay minerals occurs from the analog outcropping of the Jatiluhur formation based on the data Measurement of stratigraphic sections using routine core rock data analysis methods and SEM. The porosity results of the Jatiluhur formation sandstones are in the range of 9% - 16% while the permeability results are in the range 0.1 mD - 0.7 mD. The porosity and permeability relationship of the Jatiluhur formation tends to be directly proportional. Clay minerals found in the sandstones of the Jatiluhur Formation include kaolinite which acts as a pore filler, smectite with properties as a pore filler and pore coating, and illite which acts as a pore coating. From young to old age, the mineral content of illite is increasingly abundant due to higher temperatures in the deeper depositional environment. The porosity and permeability of the Jatiluhur formation sandstones are very heterogeneous due to the presence of autigenic minerals such as kaolinite, smectite, illite, and detritus such as calcite and quartz, and albite minerals. The relationship between porosity and secondary mineral abundance from young to old is getting bigger because more and more unhealthy minerals can form micropores."

"Permeabilitas merupakan suatu properti dinamis yang mencerminkan kemampuan batuan reservoar untuk mengalirkan fluida. Apabila batuan terkompresi akibat tekanan gelombang seismik yang melewatinya, peningkatan energi tekanan pori batuan akan menyebabkan fluida pada pori batuan tersebut terpindahkan.Mitchell (1996), memperkenalkan suatu metoda Energy Absorption Analysis untuk mengestimasi harga atenuasi relatif medium bumi menggunakan analisa Fast Fourier Transform (FFT) untuk setiap jendela waktu dan melakukan curve fitting sehingga mendapat harga koefesien atenuasi relatif. Estimasi harga faktor kualitas relatif (Q) dilakukan melalui hubungan antara atenuasi dan faktor kualitas (Johnston dan Toksoz ,1981). Estimasi harga permeabilitas relatif dilakukan menggunakan metoda Q (Sismanto, 2003) untuk mendapatkan penampang permeabilitas relatif.Studi terhadap metoda ini dilakukan menggunakan data seismik 2D Pre-Stack Time Migration Preserve Amplitude. Target merupakan zona produktif berupa minyak sebesar 609 BOPD dan gas sebesar 4.2 MSCFGD. Penerapan metoda ini menghasilkan penampang yang menunjukkan adanya anomali pada zona target berupa harga atenuasi yang relatif tinggi, harga faktor kualitas (Q) yang relatif rendah dan harga permeabilitas yang relatif tinggi.

---

Permeability is one of the important parameter in the process of reservoir characterization, in where permeability is dynamic property and reflecting the ability of a reservoir petrifaction to channel fluid. If seismic wave crawls in a way as energy spreading and affects deformation against petrifaction?s pores and increases gradient of pressures on petrifaction?s pores, that will finally affects fluid to be able to flow between the connected pore's spaces.

Mitchell (1996), introduced a method namely Energy Absorption Analysis to estimate the value of relative attenuation of earth medium using the Fast Fourier Transform (FFT) analysis for any time frame and to match curve so that the value of relative coefficient attenuation may be obtained, to further reduce and obtain the value of relative quality factor (Q) use attenuation and quality factor introduced by Johnston and Toksoz (1981). Estimation of the value of relative permeability may be done by using Q method (Sismanto, 2003) to obtain a relative permeability section.

This method is tested by using 2D real seismic data Pre-Stack Time Migration that is considered Preserve Amplitude in the processing stage. The target is productive zone which is oil in the quantity of 609 BOPD and gas in the quantity of 4.2 MSCFGD. The implementation of this method shall result section that show the existence of anomaly on the target zone that is the high value of relative attenuation, the quality factor (Q) is relatively low and the permeability is relatively high."

"Telah dilakukan estimasi permeabilitas reservoar batugamping dari data seismogram sintetik konfigurasi VSP (vertical seismic profiling) sintetik yang melibatkan efek absorpsi dan dispersi pada model tiga lapis reservoar yang berupa batupasir, batugamping, dan dolomit. Data rill VSP digunakan sebagai contoh aplikasi untuk mengetahui nilai permeabilitas reservoar tersebut. Estimasi permeabilitas dilakukan dengan menggunakan dua metode, yaitu metode linier Alpha, dan metode linier Rasio Amplitudo (RA) yang dikerjakan dalam kawasan frekuensi. Nilai permeabilitas model dihitung pada berbagai variasi kecepatan dan frekuensi gelombang seismik. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa pengaruh permeabilitas kurang signifikan terhadap perubahan frekuensi dan kecepatan gelombang seismik. Namun demikian, kedua metode tersebut mampu mengestimasi nilai permeabilitas reservoar melalui analisis atenuasi gelombang seismik. Uji numerik memberikan nilai kesalahan estimasi untuk metode linier Alpha dan RA sekitar 5 %. Estimasi permeabilitas di sumur Nira pada sistem lapisan dua (batugamping) berkisar antara (1047-1166) mD. Sedangkan estimasi permeabilitas pada sistem lapisan tiga (batugamping) memberikan nilai (317-329) mD. Metode linier Alpha memberikan tingkat kepercayaan lebih balk dalam mengestimasi nilai permeabilitas. "

"Abstrak Estimasi nbialai kualitas batuan (Q) dilakukan dengan beberapa langkah; pertama-tama, koefisien refleksi dari model blok Q dihitung berdasarkan log sonic dan densitas serta model interpretasi bawah permukaan . sinyal terisolasi kemudian dilpilih diatas daerah interest sebagai wavelet referensi..."

"Pemetaan distribusi reservoir pada lapangan A Sabratah Basin, Libya, dilakukan dengan menggunakan seismik inversi impedansi akustik. Pada studi ini data seismik diinversi menjadi nilai impedansi akustik yang diturunkan dari data sumur untuk mengubah data volume seismik menjadi data volume impedansi akustik. Inversi seismik model based digunakan untuk melakukan proses tersebut. Analisa terfokus pada hasil inversi pada reservoar batu gamping. Identifikasi pada reservoar dari data sumur terlihat pada kedalaman 2610 m – 2740 m dengan ketebalan yang relatif tipis yaitu berkisar 15 m. Berdasarkan data log dan hasil inversi, reservoar batu gamping memiliki nilai impedansi akustik yang cukup tinggi yaitu sekitar 9000 -10000 (m/s)*(gr/cc). Hasil inversi dapat mendeteksi distribusi batu gamping pada horizon Reservoar di formasi El Garia yang terkonsentrasi pada bagian tenggara hingga timur laut daerah penelitian.

---

Mapping the distribution of reservoir in the field A of Sabratah Basin, Libya, performed using seismic acoustic impedance inversion. In this study inverted seismic data into acoustic impedance values derived from well data to transform data of seismic volume into a data acoustic impedance volume. Seismic models based inversion used to perform this process. Analysis focuses on the inversion results in limestones reservoir. Identification of the reservoir from well data visible at depths of 2610 m - 2740 m with thickness relatively thin that is about 15 m. Based on log data and inversion results, limestones reservoir has an acoustic impedance values are high enough that is around 9000 -10000 (m / s) * (g / cc). results of Inversion could detect the distribution of the limestone reservoir horizon in the El Garia formation which is concentrated in the southeast to the northeast part of the study area."

"Penelitian geologi dan seismik permukaan mungkin mampu memberikan dugaan potensi hidrokarbon di bawah permukaan, akan tetapi sampai saat ini belum ada suatu solusi nyata selain melakukan penggalian lubang sumur serta mengadakan serangkaian pengukuran di dalam sumur dan evaluasi data hasil rekaman untuk memastikan ada tidaknya kandungan hidrokarbon di bawah permukaan tanah. Karakteristik reservoar hidrokarbon dapat diketahui dari beberapa parameter sifat fisik batuan seperti densitas, porositas, dan permeabilitas. Pada studi ini, perhitungan parameter petrofisika dilakukan dengan menggunakan software Techlog. Analisa petrofisika dilakukan untuk menentukan parameter kandungan lempung, porositas, dan saturasi air. Kemudian parameter-parameter tersebut digunakan untuk menentukan nilai cutoff dan permeabilitas yang digunakan sebagai aspek dalam pembuatan lumping. Tahap akhir dari analisa petrofisika ini adalah pembuatan lumping dari net reservoar dan net pay. Berdasarkan analisa petrofisika, besarnya porositas pada sumur Drew Point sebesar 12% dan saturasi air 35% pada reservoar top Nanushuk group yang dimungkinkan berupa minyak.

---

Surface geology and seismic research may be able to provide hydrocarbons potential in the subsurface, but until now there has been no real solution than well drilling and conducted a series of measurements to the well and recording data evaluation to certain whether any content of hydrocarbons under the surface. In the oil and gas industry, the physical properties of rocks is very important to learn to know the character of the reservoir as a viable rock drilling or production to be done further. Hydrocarbon reservoir characteristics can be seen from some of the parameters of rock physical properties such as density, porosity, and permeability.

In this study, the calculation of petrophysical parameters is done using Techlog software. Petrophysical analysis performed to determine the parameters of clay content, porosity, and water saturation. Then these parameters are used to determine the cutoff value and permeability are used as an aspect in the making of lumping.

The final stage of petrophysical analysis is making lumping of net reservoir and net pay. Based on petrophysical analysis, the amount of porosity in the Drew Point’s well is 12% and water saturation is 35% in the reservoir top of Nanushuk group that is possible contained oil."

"This paper presents a methods for estimating permeability of porous media based on lettice gas automata (LGA) methods. LGA is a relatively recent methods developed to perform hydrodynamic calculations. The methods , in its simplest form consists of a regular lattice populated with particles that hop from site to site in discrete time steps in a process, called prppagation. After propagation , the particles in each site interact with each other in a process called collision,in which the number of particles an momentum are conserved. An exclusion principle is imposed in order to achieve better computational efficiency. Permeability estimation of fractured rocks based on image analysis was conducted using lattice gas automata . Fractured rocks samples collected from Bukit Kaba, Bengkulu were analyzed to study fluid flow parameter, i.e. permeability and porosity. For time - ste 1.047 and radius 0,60 cm, the permeability is equal to 2,55.10 Darcy while for time - step 1, 437 and radius 0,19 cm, the permebiality is equal to 1,62.10 Darcy."

"Analisis porositas dan permeabilitas penting dilakukan karena dapat membantu dalam penentuan parameter produksi dan mampu menjelaskan perilaku fluida pada pori batuan. Keduanya bisa didapat dari analisis petrofisika (well analysis, well testing, core analysis) dan rock phyiscs (quantitative seismic). Dari beberapa metode yang telah dilakukan untuk analisis porositas dan permeabilitas, masih belum mencukupi kebutuhan indentifikasi akan kompleksitas mikrostruktur pada batuan dan perilaku fluida pada pori batuan. Digital rock physics muncul sebagai metode yang dapat melengkapi kekurangan pada metode-metode tersebut. Penelitian ini bertujuan menganalisis kompleksitas mikro-struktur batuan terhadap porositas dan permeabilitas melalui citra batuan dengan menerapkan metode Digital Rock Physics. Hal ini dilakukan dengan mengkarakterisasi porositas dan permeabilitas pada batupasir dan karbonat dari sampel citra batuan lalu melakukan simulasi injeksi fluida menggunakan metode Parallel Lattice Boltzmann. Data berupa sampel citra batupasir dan karbonat yang merupakan core sample dari beberapa reservoir dengan kualitas baik di sekitar Eropa-Amerika Serikat, dengan ukuran sampel 200x200x200 pixels, tiap pixel sebanding dengan 1000 mm. Hasil analisis menunjukkan nilai porositas batupasir tergolong sangat baik dengan rentang 20-29% dan permeabilitas juga tergolong sangat baik dengan nilai >250mD. Korelasi keduanya menunjukkan adanya korelasi yang baik antara porositas terhadap permeabilitas dengan nilai R2 terbesar 0.81. Hasil ini sangat bermanfaat untuk pekerjaan identifikasi reservoir sebagai data pendukung untuk mengurangi uncertainty yang masih belum terjawab dalam beberapa metode analisis yang sebelumnya dilakukan (well logging, core analysis, quantitative seismic interpretation).

---

Porosity and Permeability analysis are important because it could help to determine production parameters and able to explain the fluid content in rock pores. Both can be obtained from petrophysics analysis (well analysis, core analysis) and rock physics analysis (quantitative seismic interpretation). Of the several methods that have been carried out, still insufficient identification needs for the micro-strcutures complexity and fluid content in rock pores. Digital rock physics could complement the lack of petrophysics and quantitative seismic interpretation analysis. This study aims to analyze the micro-structure complexity against porosity and permeability by rock image using digital rock physics method. This research is done by characterizing the porosity and permeability of sandstones and carbonates from rock image samples, then simulating fluid injection using Parallel Lattuce Boltzmann method. The data are rock images of sandstones and carbonates core samples from several well-produced reservoirs around Europe-United States, with a sample size of 200 x 200 x 200 pixels, which each pixel presents 1000 mm. The results show the sandstones porosity value classified as very good porosity with range 20%-29%. The permeability also classified as very good permeability with a value of >250mD. The correlation of porosity and permeability indicates good correlation with the largest R2 value of 0.81. This study is very useful for reservoir identification as supporting data to reduce uncertainty that is still unanswered in several previous anlysis methods."

"Analisis petrofisika untuk menghitung nilai dari properti petrofisika suatu reservoir merupakan salah satu cara yang efektif untuk menentukan jenis dan jumlah kandungan hidrokarbon pada sumur bor. Salah satu tantangan dalam menghitung properti petrofisika yaitu pada perhitungan permeabilitas. Permeabilitas merupakan salah satu properti reservoir yang penting untuk menilai kualitas dan karakteristik di dalam batuan. Nilai sesungguhnya dari permeabilitas ditampilkan dalam data core. Namun, data core kerap kali tidak tersedia pada tiap sumur. Oleh karena itu, perlu dilakukan rock typing untuk memrediksi nilai dari permeabilitas. Tujuan dari penelitian ini yaitu untuk mendapatkan nilai properti suatu reservoir dan melakukan prediksi permeabilitas menggunakan metode Winland dan Pittman. Pada penelitian ini, perhitungan properti reservoir dan klasifikasi rock type didapatkan dari pengolahan data wireline log dan data core. Hasil dari penelitian ini diperoleh nilai dari Vshale bervariasi antara 40% – 70%. Lalu, nilai porositas yang diperoleh yaitu 6.6% - 38%. Kemudian nilai saturasi air berkisar antara 14.9% - 84.5%. Selain itu, dari hasil pengelompokkan rock type diperoleh tiga jenis rock type, yaitu RT 1 (terbaik), RT 2 (baik), dan RT 3 (buruk). Pengelompokkan dilakukan berdsarkan nilai dari porositas dan permeabilitas. Sumur X-02 digunakan sebagai acuan untuk menentukan metode terbaik pada penelitian ini. Setelah dilakukan propagasi menggunakan metode MRGC serta prediksi permeabilitas menggunakan KNN, dapat disimpulkan bahwa metode Pittman merupakan metode yang terbaik untuk digunakan pada penelitian ini.

---

Petrophysical analysis to calculate the value of the petrophysical properties of a reservoir is an effective way to determine the type and amount of hydrocarbon content in a wellbore. One of the challenges in calculating petrophysical properties is permeability calculations. Permeability is one of the important reservoir properties to assess the quality and characteristics of the rock. The actual value of permeability is displayed in the core data. However, core data is often not available for every well. Therefore, it is necessary to do rock typing to predict the value of permeability. The purpose of this study is to obtain the property value of a reservoir and predict permeability using the Winland and Pittman methods. In this study, reservoir property calculations and rock type classification were obtained from wireline log and core data processing. The results of this study obtained the value of Vshale varying between 40% - 70%. Then, the porosity value obtained is 6.6% - 38%. Then the water saturation value ranges from 14.9% - 84.5%. In addition, from the results of grouping rock types, three types of rock types were obtained, namely RT 1 (the best), RT 2 (good), and RT 3 (bad). Grouping is done based on the value of porosity and permeability. X-02 well is used as a reference to determine the best method in this study. After propagation using the MRGC method and permeability prediction using KNN, it can be concluded that the Pittman method is the best method to use in this study."