Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKDalam bidang geologi dan geofisika, pendeteksian, identifikasi sertapengkualifikasian batuan reservoir berdasarkan parameter berupa ketebalan, porositas dan kandungan fluida menggunakan data seismic refleksi merupakan hal yang sangat krusial. AVO dan inversion merupakan metoda yang berguna dalam membedakan batuan reservoir dengan kandungan hidrokarbon dari batuan lain disekitarnya. Batupasir yang memiliki kandungan gas, umumnya dicirikan olehkontras impedance yang relatif besar dibandingkan batuan di sekitarnya. Kombinasi antara data seismik, pemodelan langsung baik sebelum atau sesudah stack ditambah dengan informasi yang diperoleh dari sumur pemboran akan mempermudah proses penarikan kesimpulan berkaitan dengan distribusi penyebaran reservoir disertai perubahan yang terjadi pada parameter - parameter reservoir itu sendiri ; misalnya variasi tebal bersih kolom gas, tebal bersih reservoir/tebal bersih porositas.Pada daerah studi lapangan Blackfoot, dilakukan perhitungan rasio AI, EI dan ?Mu-Rho? dengan tujuan menentukan jenis unit litologi. Hal ini dapat dilakukan dengan memanfaatkan hasil perhitungan even P-P dan P-S yang diperoleh dari data sonic. Korelasi yang diperoleh antara data log sumur dengan even seismik, didukung oleh rasio AI, EI dan ?Mu-Rho? memperlihatkan bahwa perubahan nilai Impedansi akustik, EI dan ?Mu-Rho?dapat dikaitkan secaralangsung dengan rasio sand/shale dan tingkat konsolodasi batuan sedimen baik secara lateral maupun vertikal. Hasil analisis menunjukkan bahwa batuan reservoir yang berkembang dilapangan Blackfoot adalah batupasir glaukonit yang diendapkan pada lingkungan incised valley. Dalam seismic dapat dikenali melalui kedalamannya yang relatif dangkal (1500-1600 m), nilai porositas yang tinggi (15-26%), ketebalan batupasir dibawah tuning ( kurang dari 20 m) serta adanya anomali amplitudo yang tinggi (bright spot). Secara umum, glauconitic channel sand produk dari incised valleypada lapangan Blackfoot memiliki karakter berupa nilai rasio Vp/Vs yang rendah, nilai P ? Impedance dan S ? Impedance yang rendah, Elastik Impedance yang rendah, nilai Mu ? Rho yang tinggi dan nilai Lambda ? Rho yang rendah.

---

ABSTRACTThe detection, identification, and qualification of thickness, porosity, and fluid content in reservoirs rocks, using seismic reflection data, is a very important topic in the area of geology and geophysics. AVO and Inversion method is gained to identify the reservoirs that contain hydrocarbon. For the gas sands has relatively strong contrast between the elastic properties of these and those of thesurrounding rocks is expected, the detection and qualification depends upon many other factors: degree of consolidation, ratio depth/thickness, lithologies involve, clay content, etc. The integration of seismic data with direct modeling, both before and afterstack, and with well information, allowed us to draw important conclusions regarding reservoirs extensions, as well as changes in other properties (net gas thickness in one case, and net sand thickness/net porosity thickness for the other) which are important for advanced development of these fields. Using the interpreted correlations the interval times of P-P and P-S events were used to calculate AI, EI, ?Mu-Rho? ratio for the principal lithologic units inBlackfoot area. Well log correlations to seismic events and AI, EI, ?Mu-Rho? ratio data indicate that changes in AI, EI, ?Mu-Rho? can be directly related to changes in the sand/shale ratio and the consolidation state of the sediments both laterally and vertically in the section. The AI ratio as the function of P-Impedance and S-Impedance correlatewith Elastic Impedance of the reservoirs properties and ?Lambda-Mu-Rho?are giving the best result to determine the lithology and fluid contents. In this seismic perspective, I considered with glauconitic incised valley sands. At Blackfoot filed, which is characterized by shallow depth (1500-1600 m), high porosities (15-26 %), sand thickness below tuning (less than 20 m), and where the reservoirs show as high amplitude anomalies (bright spot).In the Blackfoot area, the productive glauconitic incised valley sands can be identified by Vp/Vs ratio at the low value, P-Impedance and S-Impedance at low value, Elastic Impedance at the low value, Mu-Rho at the high value and Lambda-Rho at the low value."

"Proses prediksi litologi sekaligus kandungan fluidanya merupakan bagian terpenting dalam karakterisasi reservoar. Salah satu metode yang digunakan dalam proses ini adalah metode inversi seismik simultan. Pada Lapangan Poseidon, Cekungan Browse, Australia, parameter-parameter yang dihasilkan melalui inversi seismik simultan kurang dapat mengkarakterisasi reservoar dengan baik karena saling tumpang tindihnya nilai impedansi antara hydrocarbon sand, water sand, dan shale yang menyebabkan tingkat ambiguitas yang tinggi dalam interpretasi. Inversi Poisson Impedance memberikan solusi terhadap permasalahan tersebut dengan cara merotasi impedansi beberapa derajat yang didapatkan melalui koefisien c. Hasilnya menunjukkan bahwa PI memberikan hasil yang lebih baik dalam memisahkan zona reservoar tersaturasi hidrokarbon. Berdasarkan hasil crossplot LI-GR, crossplot ¼- effecitive porosity, dan crossplot FI-Sw dengan nilai c masing-masing 2.04, 2.28, dan 1.05 didapatkan nilai korelasi optimum masing-masing 0.74, 0.91, dan 0.82 menunjukkan bahwa litologi porous sand tersaturasi hidrokarbon berada berada pada nilai LI ≤2800(m/s)(g*cc), 𝜙𝐼 ≤-5500(m/s)(g*cc), dan FI ≤3750(m/s)(g*cc). Keberadaan nilai LI, ϕI, dan FI yang rendah ini berkorelasi baik dengan keberadaan hidrokarbon pada sumur. Masing-masing nilai c tersebut kemudian diaplikasikan pada data seismik. Hasilnya menunjukkan bahwa distribusi persebaran porous sand tersaturasi Hidrokarbon pada penampang inversi seismik terlihat pada arah timur laut-barat daya yang diperkirakan sebagai arah persebaran gas.

---

The prediction process of lithology and fluid are the most important parts of reservoir characterization. One of the methods used in this process is the simultaneous seismic inversion method. In the Poseidon field, Browse Basin, Australia, the parameters generated through simultaneous seismic inversion are not able to characterize the reservoir accurately because of the overlapping impedance values between hydrocarbon sand and shale which causes a high level of ambiguity in the interpretation. The Poisson Impedance inversion provides a solution to this problem by rotating the impedance through the coefficient c. Based on the results of the LI-GR crossplot, the 𝜙I-effective porosity crossplot, and the FI-SW crossplot with c values of 2.04, 2.28, and 1.05 respectively, obtained the optimum correlations of 0.74, 0.91,and 0.82 respectively, indicating that hidrocarbon-saturated porous sand is at the value of LI ≤ 2800 (m/s)(g *cc), 𝜙I ≤ 5500 (m/s)(g*cc), and FI ≤ 4000 (m/s)(g*cc). The presence of low values of LI, 𝜙I, and FI correlates accurately with the presence of hydrocarbons in the well. The results show that the distribution of hydrocarbon saturated porous sand on the seismic inversion section is seen in the northeast-southwest direction which is estimated as the direction of gas distribution."

"Data seismik merupakan data yang secara alami tidak stasioner, karena mempunyai berbagai kandungan frekuensi dalam domain waktu. Salah satu atribut seismik yang bertujuan untuk mencirikan tanggap frekuensi yang tergantung waktu dari batuan dan reservoir bawah permukaan adalah dekomposisi waktu-frekuensi atau sering disebut sebagai dekomposisi spektral. Dengan dekomposisi spektral diharapkan lapisan-lapisan sedimen yang tidak tampak terpisah (berada di dalam satu wiggle wavelet) dengan menggunakan data seismik konvensional, akan tampak terpisah jelas. Salah satu metode dari dekomposisi spektral yaitu Continous Wavelet Transform (CWT).CWT adalah metoda dekomposisi waktu-frekuensi (time-frequency decomposition) yang ditujukan untuk mengkarakterisasi respon seismik pada frekuensi tertentu. Studi ini dilakukan dengan mengaplikasikan CWT pada wavelet dan frekuensi tertentu untuk melihat resolusi dari seismik .Wavelet yang digunakan pada studi ini adalah wavelet morlet, complex Gaussian-4, daubechies-5, coiflet-3 dan symlet-2 pada frekuensi 20 Hz, 40 Hz, 60 Hz dan 80 Hz (pada data sintetik 2D seismik) serta 40 Hz, 60 Hz, 80 Hz (pada data real 2D seismik)Dan hasil yang diperoleh dari penelitian ini menunjukkan bahwa pada data seismik sintetik 2D seismik dilakukan aplikasi CWT dengan time sample 3s dan 50 CDP trace menunjukkan bahwa semakin tinggi frekuensi maka pemisahan lapisan tipis yang dapat dilakukan semakin baik. Pada data seismik real 2D, pemisahan lapisan tipis pada batubara terjadi pada tuningfrequency 80 Hz dengan menggunakan wavelet symlet-2.

---

Seismic data is naturally a non-stationary data, because it has many frequencies information in time domain. One of seismic attributes, which is used to characterize the frequency response as function of time and reservoir rock, is time-frequency decomposition or commonly known as spectral decomposition. By using spectral decomposition, it is expected that thin sedimentary layers (in one wiggle wavelet) can be separated rather than using conventionally seismic data.

CWT is one of time-frequency decomposition method to decompose the seismic signal into single frequency. This study had been carried out by implementing CWT in certain wavelet and frequency to analyze the seismic resolution. The various wavelets had been used this study, they are morlet, complex Gaussian-4, daubechies- 5, coiflet-3 and symlet-2. The various frequencies of 20 hz, 40 Hz, 60 Hz dan 80 Hz frequency (for 2D synthetic seismic data) and 40 Hz, 60 Hz, 80 Hz frequency (for 2D real seismic data) are applied.

The application of 2D synthetic seismic data that is implemented with CWT, 0.3 s time sample and 50 trace, shows that the use of higher frequency shows better separation. In addition, the application of 2D real seismic data shows that the best separation is in the frequency of 80 Hz with wavelet symlet-2."