Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Studi pemodelan geomekanika telah dilakukan pada target Formasi Cibulakan Bawah, Baturaja, dan Talang Akar. Model geomekanika tiga dimensi 3D memberikan data sifat elastis seperti modulus bulk, poisson ratio, young modulus untuk setiap lokasi sumur bor. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengkarakterisasi sifat mekanika batuan, dan tekanan juga memprediksi stabilitas sumur bor untuk sumur eksplorasi berikutnya. Daerah penelitian terletak di daerah pesisir Sub-Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Daerah penelitian ini dibentuk oleh beberapa formasi, yaitu Formasi Cibulakan, Formasi Baturaja, Formasi Talang Akar dan Formasi Jatibarang. Penelitian ini terdiri dari tinjauan geologi dan tekanan regional, pengkondisian data log dan seismik, model satu dimensi 1D geomekanika, dan pembentukan kubus 3D geomekanik dengan mengintegrasikan data inversi sumur dan seismik. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa target formasi memiliki jendela tekanan berkisar 3000-5000 psi dengan kisaran berat lumpur yang akan digunakan sekitar 8,5 ndash; 10,7 ppg. Rekomendasi berat lumpur pengeboran yang didapat akan digunakan untuk sumur eksplorasi berikutnya berdasarkan penilaian stabilitas geomekanik dan stabilitas sumur pengeboran.

---

Geomechanical model has been carried on Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation and Talang Akar Formation in the onshore of Northwest Java Basin. The three dimensions 3D geomechanical model provides elastic properties data such as bulk modulus, elastic modulus, young modulus. The objective of this study is to characterize mechanical rock properties, and pressure also to predict wellbore stability for next exploratory well. Geomechanical model of an area is necessary for the drilling trajectory design so it would reduce the drilling operation cost. The study area is located in the onshore area of Jatibarang Sub basin, North West Java Basin. This field is formed by several formations, which are Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation, Talang Akar Formation and Jatibarang Formation. This study contents of several works such as regional geological and pressure reviews, log and seismic data conditioning, geomechanical one dimensions 1D model, and establish geomechanical 3D cube by integrating well and seismic inversion data. The optimization of limited exploration data based on well log and the different vintage of 2D seismic is one of the problems that would be discussed. The problems could be solved by leveling amplitude seismic and conditioning well log. The recommended drilling mud weight from pressure and stress analysis has range about 8.5 10.7 ppg from Lower Cibulakan Formation MMC to Talang Akar Formation. The recommended drilling mud weight is used for next exploration well."

"Karakterisasi secara dinamik pada formasi Keutapang telah dilakukan berdasarkan parameter geomekanik. Parameter geomekanik pada konteks ini merupakan parameter bergantung stress yaitu porositas dan permeabilitas pada lapisan Z600. Studi ini dibatasi oleh sistem transmibilitas tertutup dari lapisan yang lain. Parameter fisis ini dikontrol oleh perubahan tekanan formasi pada saat diproduksikan dari sumur produksi.Temuan dari studi ini meliputi kontrol utama dalam melakukan pembaharuan model mekanis yaitu nilai kompresibilitas pori dari lapisan Z600. Pembaharuan dilakukan setiap tahunnya dalam medio 1994-2011. Dari hasil pembaharuan dalam periode tersebut didapat hasil bahwa pada parameter porositas, turunnya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan mengurangi nilai porositas secara eksponensial sebesar 4 dan mengikuti persamaan y = 0.0362e0.0022x. Sedangkan naiknya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan menambah nilai porositas secara eksponensial sebesar 6 dan mengikuti persamaan y = 0.0589e0.0016x. Pada parameter permeabilitas, turunnya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan mengurangi nilai permeabilitas secara eksponensial sebesar 25 mD dan mengikuti persamaan y = 24.558e0.0007x. Sedangkan naiknya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan menambah nilai permeabilitas secara eksponensial sebesar 12.5 mD dan mengikuti persamaan y = 10.786e0.0037x.Model mekanis bumi MEM dari lapisan Z600 yang sudah diperharui tiap tahunnya ini akan sangat berguna sebagai input dalam melakukan simulasi injeksi fluida ke reservoir EOR ke lapisan yang mengalami deplesi tekanan produksi. Dalam sejarah ekplorasi dan eksploitasi migas di Indonesia, studi ini merupakan pionir sehingga dapat diharapkan dapat membuat metode ini dapat diaplikasikan di lapangan yang sudah mengalami penurunan tekanan pasca produksi.

---

"Jaeger" oilfield, the study that has been conducted has main purpose to identify the physical stress dependent parameter changes of reservoir which are porosity and permeability of Z600 layer. Bounded by closed transmibility multiplier system from another verticaly stacked layer. This physical parameter controlled by pore pressure changes during field production in time sequentially. The primary control to determine updated reservoir physical model in this research was the dynamic value of pore compressibility of Z600 layer. Updating has provided in 1994 2011 interval. From the updating processes, we can conclude that for pore pressure decrases with 50 psi will reduce the value of porosity around 4 and following formula y 0.0362e0.0022x. for pore pressure incrases with 50 psi will added the value of porosity around 6 and following formula y 0.0589e0.0016x. In terms of permeability, for pore pressure decrases with 50 psi will reduce the value of permeability around 25mD and following formula y 24.558e0.0007x. For pore pressure incrases with 50 psi will added the value of permeability around 12.5 mD and following formula y 10.786e0.0037x.The updated Mechanical Earth Model of Z600 layer represents the current condition and can be used as an input for reservoir simulation to estimate physical behavior during EOR activity to depleted formation pressure. This research is pioneer in terms of integrating geomechanical model with reservoir simulation, and hope can give a great impact to another depleted pressure oilfield."

"Lapangan NN terletak di darat di Blok Selat Malaka. Lapangan tersebut ditemukan pada tahun 1990 dengan mengebor sumur eksplorasi N-01 yang terbukti terdapat minyak di Formasi Manggala dan Pematang. Pada tahun 1998, 3D Seismic diakuisisi dan berhasil mengidentifikasi tiga kompartemen di bidang ini yang dipisahkan oleh sesar N-S. Reservoir target adalah Formasi Lower Pematang merupakan bagian dari Grup Pematang dan diendapkan di lingkungan fluvial braided system. Karakteristik reservoir di Formasi Lower Pematang yaitu tight sandstone dengan tipe log blocky. Untuk mengoptimalkan produksi minyak, stimulasi rekahan hidrolik dipilih dan menjadi teknik yang terbukti dalam reservoir ini. Studi geomekanik lebih lanjut diperlukan untuk mendukung pekerjaan hydraulic fracturing dengan menyediakan model 3D tekanan pori dan fracture pressure. Beberapa sifat batuan geo-mekanika seperti tekanan Pori, Poisson's Ratio dan Young's Modulus, Fracture Pressure dihitung di sumur secara 1D section dan kemudian merambat di seluruh lapangan NN. Dengan model 3D, rekomendasi kuat pada pengembangan lapangan melalui hydraulic fracturing dapat dicapai dan pemulihan minyak akan optimal. Model 3D pore pressure, overburden pressure dan fracture pressure dimodelkan dengan co-krigging dengan trend dari interval velocity cube.

---

NN field is located onshore within the Malacca Strait Block. The field was discovered in 1990 by drilling N 01 exploration well which proven oil in the Manggala and Pematang Formations. In 1998, 3D Seismic was acquired and successfully identified three compartments in this field which separated by N S faults. This study is focusing on Lower Pematang Formation which belongs to Pematang Group and deposited in braided fluvial system. The Lower Pematang reservoir is tight sandstone with blocky log type model. In order to optimize the oil production, hydraulic fracturing stimulation was chosen and became proven technique in this reservoir.

Further geomechanic study is required to support hydraulic fracturing jobs by providing a 3D model of pore pressure and fracture pressure. Several geo mechanics rock properties such as Pore pressure, Poisson's ratio and Young's Modulus, Fracture Pressure was calculated in wells and then propagate troughout NN fields. With 3D model, a robust recommendation on field development via hydraulic fracturing can be achieved and oil recovery will optimum."