Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Formasi Talang Akar yang saat ini merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon yaitu sebanyak 75% akumulasi hidrokarbon dari Cekungan Sumatra Selatan dihasilkan oleh Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan serta menemukan zona reservoir baru yang dapat dijadikan zona potensi akumulasi hidrokarbon, maka penelitian ini dilakukan yaitu dengan menentukan atau mengidentifikasi zona potensi reservoir hidrokarbon pada Formasi Talang Akar. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa data yaitu data log, Routine Core Analysis (RCA), data XRD, data mudlog, dan data biostratigrafi dengan pengolahan data yang dilakukan yaitu secara kualitatif dan secara kuantitatif. Berdasarkan pengolahan data secara kualitatif dapat diamati litologi dari seluruh sumur yaitu berupa batupasir dengan selingan serpih dan terdapat beberapa endapan tipis batubara. Penentuan litologi ini dapat dilihat dari pembacaan log dan dengan validasi data mudlog. Berdasarkan analisis kuantitatif atau petrofisika, hasil perhitungan parameter petrofisika pada sumur penelitian didapatkan rata-rata pada zona hidrokarbon dengan Volume Shale (Vshale): 0,195 s.d. 0,298 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 19% s.d. 34%, Saturasi Air (Sw): 0,371 s.d. 0,616 V/V. Nilai cut off yang digunakan untuk menentukan ketebalan zona hidrokarbon (net pay) yaitu Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, dan Sw ≤ 0.7 V/V. Ketebalan zona hidrokarbon dari masing-masing sumur yaitu X1: 18,5 ft, X2: 13 ft, X3: 4,7 ft, X4: 63 ft, dan X5: 1,7 ft. ......The Talang Akar Formation is currently the main hydrocarbon-producing reservoir, 75% of the hydrocarbon accumulation of the South Sumatra Basin is produced by the Talang Akar Formation. To maximize and find new reservoir zones that can be used as potential hydrocarbon accumulation zones, this research was conducted by determining or identifying potential hydrocarbon reservoir zones in the Talang Akar Formation. This research was conducted using several data, namely log data, Routine Core Analysis (RCA), XRD data, mudlog data, and biostratigraphic data with data processing carried out qualitatively and quantitatively. Based on qualitative data processing, it can be observed that the lithology of all wells is sandstone with shale interludes and there are several thin deposits of coal. This lithology determination can be seen from log readings and by validating mudlog data. Based on quantitative or petrophysical analysis, the results of the calculation of petrophysical parameters in the research wells obtained an average in the hydrocarbon zone with Volume Shale (Vshale): 0.195 to 0.298 V/V, Effective Porosity (PHIE): 19% to 34%, Water Saturation (Sw): 0.371 to 0.616 V/V. The cut off values used to determine the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) are Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, and Sw ≤ 0.7 V/V. The hydrocarbon zone thickness of each well is X1: 18.5 ft, X2: 13 ft, X3: 4.7 ft, X4: 63 ft, and X5: 1.7 ft.

Abstrak :
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.

Abstrak :
ABSTRAK
Pemodelan Inversi 3D struktur bawah permukaan berdasarkan data anomali gaya berat dan dan 2D anomali magnetik dilakukan untuk mengidentifikasi keberadaan potensi hidrokarbon di daerah ldquo;X rdquo;, dimana pada daerah penelitian terdapat struktur up dome yang mengindikasikan beberapa kemungkinan, diantaranya intrusi batuan, carbonate bulid up dan juga mud diapir. Model inversi 3D data anomali gaya berat dan magnetik telah dikoreksi dengan 2 dua penampang seismik yang ada pada daerah penelitian. Model inversi 3D dilakuan pada data anomali residual pada model gaya berat dan 2D pada anomali magnetik. Hasil pemodelan inversi 3D data anomali gaya berat menunjukan bahwa puncak up dome berada pada kedalaman sekitar 800 meter dari permukaan daerah penelitian, hasil ini sesuai dengan analisis spektrum dan kedalaman pada penampang seismik, adapun nilai densitas dari tubuh up dome tersebut bernilai sekitar 2,78 g/cm3. Sedangkan pada anomali magnetik yang telah dilakukan, struktur tersebut mengindikasikan merupakan batuan intrusi dengan anomali suceptibilitas sekitar 7.4 SI, yang menunjukan batuan beku.

---

ABSTRACT
3D inversion modeling of subsurface based on gravity anomaly data and 2D magnetik anomaly data used for identifcation hydrocarbon potential in ldquo x rdquo . Where in the study area there are up dome structures that indicate some possibilities, including igneous rock intrusion, carbonate bulid up and also mud diapir. 3D inversion modeling of gravity and magnetic anomaly data correlated to two sesimic section which avilable in study location. 3D inversion model is performed on the residual anomaly data on the gravity model and 2D in the magnetic anomaly. The result of 3D inversion modeling of gravity anomaly data shows that the peak up dome is at a depth of about 800 meters from the surface of the research area, this result corresponds to spectrum analysis and depth on the seismic cross section, while the density value of the up dome body is approximately 2.78 g cm3. While on the magnetic anomaly that has been done, structure of the dome indicates an intrusion structure with suceptibility anomaly approximately 7.4 SI, show the structure of igneous rock.