Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Eksplorasi hidrokarbon di bawah batuan vulkanik menjadi sebuah tantangan besar untuk menambah cadangan minyak dan gas bumi di Indonesia. Pada penelitian ini digunakan Metode Audio-Magnetotelluric untuk memetakan perangkap structural reservoir hidrokarbon dikarenakan hasil pemetaan menggunakan gelombang seismik tidak menghasilkan data yang baik pada daerah batuan vulkanik. Survey geofisika dengan metode audio-magnetotelurik (AMT) digunakan untuk mengetahui kondisi bawah permukaan berdasarkan nilai resistivitas dan nilai fasenya. Data mentah berupa data time series dari hasil pengukuran dengan menggunakan unit peralatan Phoenix Geophysics. Kemudian data diolah lebih lanjut dalam bentuk kurva resistivitas semu dan fase terhadap frekuensi. Dalam pengolahannya dilakukan berbagai filterisasi dan koreksi. Hasil akhirnya berupa penampang 2-dimensi dari line pengukuran AMT. Data hasil pemodelan AMT kemudian diinterpretasikan secara terpadu dengan data geologi. Hasil menunjukkan hubungan yang cukup baik antara data AMT dengan data geologi. Dari hasil interpretasi dapat diketahui bahwa terdapat zona patahan di daerah pengukuran dan diketahui perlapisan formasi yang membentuk sistem perminyakan. Formasi Cinambo berperan sebagai batuan induk dan juga reservoir hidrokarbon yang menyebabkan adanya migrasi primer di dalam satu formasi, sedangkan Formasi Kaliwungu berperan sebagai batuan penutup seal rock. Jebakan (trap) hidrokarbon berjenis jebakan struktural karena adanya zona patahan di daerah pengukuran.

---

Exploration of hydrocarbons beneath the volcanic rock becomes a great challenge to increase oil and gas reserves in Indonesia. In this study, Audio-Magnetotelluric method is used for mapping structural trap of hydrocarbon reservoir because the mapping using seismic waves do not produce good data on the area of volcanic rock.

Geophysical surveys with audio-magnetotelluric method (AMT) is used to determine the condition of the subsurface based resistivity values and phase values. The raw data in the form of time series data from the measurement results using the equipment units Phoenix Geophysics. Then the data is processed further in the form of apparent resistivity and phase curves toward frequency. In processing carried out various filtering and correction. The end result is two-dimensional cross-section of the measurement line AMT. Data from the model AMT is then interpreted in an integrated manner with geological data.

The results showed a good enough relationship between data AMT with geological data. Interpretation of the results can be seen that there is a fault zone in the area of measurement and bedding known formations that form a petroleum system. Cinambo Formations act as the parent rock and hydrocarbon reservoir that led to the migration of the primary in one formation, while Kaliwangu Formations act as a cover seal rock. Hydrocarbon type trap is structural trap because there is fault zone in the area of measurement."

"Lapangan “Kefa” terletak di Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah memiliki struktur berupa kumpulan dari beberapa build-up yang terletak pada Formasi Mantawa. Fluktuasi muka air laut ketika terbentuknya build-up dapat memicu munculnya porositas sekunder, yang berdampak pada distribusi porositas tidak merata di Lapangan “Kefa”. Penelitian ini berfokus untuk memodelkan porositas pada Formasi Mantawa menggunakan metode inversi stokastik. Metode inversi tersebut dapat menghasilkan persebaran nilai impedansi akustik yang lebih tegas dibanding inversi deterministik, sehingga mampu memetakan porositas pada build-up dengan resolusi vertikal yang lebih baik. Hasil inversi stokastik menunjukkan nilai impedansi akustik pada rentang 13.000-28.500 (ft/s)(g/cc) yang diperkirakan sebagai pay zone dan rentang 28.500-40.000 (ft/s)(g/cc) sebagai zona tight carbonate. Dengan memanfaatkan metode collocated co-kriging, log porositas sebagai variabel utama digunakan untuk mendistribusikan porositas yang akan mengikuti tren persebaran impedansi akustik sebagai variabel sekunder. Nilai porositas pada pay zone diperkirakan berkisar di rentang 15-35%, sedangkan nilai porositas pada zona tight carbonate berada di bawah 15%. Zona dengan nilai porositas lebih tinggi tersebut dapat dipertimbangkan sebagai target eksplorasi.

---

“Kefa” Field is located in Banggai Basin, Central Sulawesi, and characterized by a group of carbonate build-ups within the Mantawa Formation. These build-up structures contribute to the development of secondary porosity, which affects the distribution of porosity across the field. This study focuses on porosity modeling in the Mantawa Formation using a stochastic inversion method. Compared to deterministic inversion, this approach produces a clearer distribution of acoustic impedance, allowing for better vertical resolution in mapping porosity within the build-ups. The stochastic inversion results show acoustic impedance values ranging from 13,000 to 28,500 (ft/s)(g/cc), interpreted as pay zones, and from 28,500 to 40,000 (ft/s)(g/cc), interpreted as tight carbonate zones. Using the collocated co-kriging method, the porosity log is used as the primary variable to distribute porosity, guided by the trend of acoustic impedance as a secondary variable. Porosity values in the pay zone are estimated to range between 15–35%, while those in the tight carbonate zone are generally below 15%. The zone with higher porosity values can be considered as a potential exploration target."

"Cekungan Lower Kutai merupakan salah satu Sub-cekungan Kutai yang sampai saat ini masih memproduksi sumber daya hidrokarbon. Formasi yang menjadi peran sebagai reservoir pada penelitian ini adalah Formasi Pamaluan yang tersusun oleh batu pasir dengan sisipan batu serpih. Guna mendukung pemanfaatan potensi hidrokarbon pada Formasi Pamaluan, diperlukan evaluasi yang mendalam guna meningkatkan produksi minyak dan gas. Salah satu upaya dalam mengevaluasinya adalah dengan mengetahui kualitas reservoir, menentukan zona prospek, dan menghitung besar potensi sumber daya hidrokarbon pada formasi ini. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah dengan melakukan analisis petrofisika berupa nilai vshale, porositas, water saturation, dan net to gross yang kemudian dilakukan penyebaran secara lateral guna mengetahui kualitas reservoir dan mengetahui sebaran zona prospek serta dilakukannya pemodelan statik untuk mendapatkan besar nilai sumber daya hidrokarbon berupa gas pada Formasi Pamaluan. Hasil dari penelitian ini diketahui adanya dua tinggian struktural utama di sekitar Sumur MH-2 dan MH-3 yang berpotensi sebagai jalur migrasi dan akumulasi hidrokarbon serta dari hasil analisis petrofisika didapatkan nilai rata-rata properti petrofisika pada zona reservoir sebesar 50% (vshale), 24% (porositas), dan 38% (water saturation) yang secara keseluruhan menunjukkan kualitas reservoir diklasifikasikan cukup baik. Penelitian ini juga mendapatkan hasil perhitungan potensi sumber daya hidrokarbon berupa gas (Gas Initial in Place) dengan metode pemodelan statik didapatkan sebesar 157.263 BCF.

---

The Lower Kutai Basin is one of the Kutai Sub-basins that still produces hydrocarbon resources. The formation that plays a role as a reservoir in this study is the Pamaluan Formation which is composed of sandstone with shale inserts. In order to support the utilization of hydrocarbon potential in the Pamaluan Formation, an in depth evaluation is needed to increase oil and gas production. One effort to ignite it is to determine the quality of the reservoir, determine the prospect zone, and calculate the potential amount of hydrocarbon resources in this formation. The method used in this study is to conduct a petrophysical analysis in the form of vshale values, porosity, water saturation, and net to gross which are then spread laterally to determine the quality of the reservoir and determine the distribution of the prospect zone and static modeling is carried out to obtain the value of large hydrocarbon resources in the form of gas in the Pamaluan Formation. The results of this study indicate that there are two main structural heights around Well MH-2 and MH-3 which have the potential as hydrocarbon migration and accumulation paths and from the results of petrophysical analysis, the average value of petrophysical properties in the reservoir zone is 50% (vshale), 24% (porosity), and 38% (water saturation) which overall indicates quite good reservoir quality. This study also obtained the results of calculating the potential for hydrocarbon resources in the form of gas (Initial Gas in Place) using the static modeling method which was obtained at 157.263 BCF."

"Lapangan ‘BMK’ yang terletak di Cekungan Sunda merupakan salah satu lapangan penghasil gas, dengan Anggota Gita dari Formasi Talang Akar sebagai reservoir utama penghasil hidrokarbon. Pengembangan lapangan yang efektif memerlukan pemahaman yang mendalam mengenai distribusi fasies, lingkungan pengendapan, dan karakteristik reservoir. Studi ini mengintegrasikan data geologi dan geofisika untuk mengkarakterisasi fasies di Lapangan BMK. Identifikasi fasies dilakukan melalui pengamatan batuan inti serta analisis elektrofasies berdasarkan respon log sinar gamma. Hasil analisis ini kemudian dikorelasikan ke 30 data sumur lainnya. Hasil dari korelasi 30 sumur di lapangan BMK menghasilkan tiga interval utama TAF-A, GITA-B1, dan GITA-B2 yang diinterpretasikan terbentuk dalam lingkungan pengendapan deltaik atas hingga bawah. Pola log sinar gamma 3 atribut seismik dan data fault line pada marker utama dianalisis untuk memetakan distribusi lateral dan geometri tubuh batupasir sehingga dapat dijadikan acuan dalam memodelkan fasies. Data porositas dan permeabilitas dari sampel batuan inti serta hasil model petrofisika dari ELAN Log digunakan untuk menilai kualitas fasies. Enam fasies berhasil diidentifikasi dengan nilai porositas dan permeabilitas yaitu Floodplain (permeabilitas 1.33 mD; porositas 0.04), Distributary channel (permeabilitas 1452 mD; porositas 0.25), Crevasse splay (permeabiltas 21.84 mD; porositas 0.15), Levee (permeabiltas 79.63 mD; porositas 0.13), Tidal channel (permeabiltas 368.70 mD; porositas 0.17), Tidal Flat (permeabiltas 27.46 mD; porositas 0.19). Diantara semua fasies tersebut, fasies Distributary Channel diinterpretasikan memiliki kualitas reservoir terbaik, sehingga dapat menjadi bahan pertimbangan untuk eksplorasi dan pengembangan selanjutnya.

---

The ‘BMK’ Field, located in the Sunda Basin, is one of the gas-producing fields, with the Gita Member of the Talang Akar Formation serving as the main hydrocarbon reservoir. Effective field development requires a comprehensive understanding of facies distribution, depositional environment, and reservoir characteristics. This study integrates geological and geophysical data to characterize facies in the BMK Field. Facies identification was carried out through core observation and electrofacies analysis based on gamma ray log responses. The results of this analysis were then correlated with data from 30 additional wells. Correlation of these 30 wells delineated three main intervals—TAF-A, GITA-B1, and GITA-B2—which are interpreted to have been deposited in an upper to lower deltaic environment. Gamma ray log patterns, three seismic attributes, and fault line data on the main markers were analyzed to map the lateral distribution and geometry of sandstone bodies, which serve as a basis for facies modeling. Porosity and permeability data from core samples, as well as petrophysical modeling results from ELAN Log, were used to evaluate facies quality. Six facies were successfully identified along with their respective porosity and permeability values: Floodplain (permeability 1.33 mD; porosity 0.04), Distributary Channel (permeability 1452 mD; porosity 0.25), Crevasse Splay (permeability 21.84 mD; porosity 0.15), Levee (permeability 79.63 mD; porosity 0.13), Tidal Channel (permeability 368.70 mD; porosity 0.17), and Tidal Flat (permeability 27.46 mD; porosity 0.19). Among these, the Distributary Channel facies is interpreted to have the best reservoir quality and thus may serve as a key consideration for further exploration and development."

"Karakterisasi reservoar seismik dari data seismik 3D dan data sumur telah diaplikasikan pada lapangan Gita seluas 60 km2 dengan target reservoar sandstone formasi Talang Akar Bawah. Blok Jabung, Cekungan Sumatra Selatan, Lapangan ini merupakan lapangan miny.ak yang berpoduksi sejak tahun 2005 dari Reservoar-A Masalah utama yang ada pada lapangan ini adalah distribusi coal yang cukup merata yang mempengaruhi reflektifitas seismik sehingga menunjukkan ambiguitas antara coal dan sandstone. Masalah utama ini dapat diatasi dengan studi seismik multiatribut dan atribut amplitude. Hasil dari analisis crossplot data sumur mengindikansikan bahwa coal dapat didefrensiasikan terhadap reservoar sandstone dengan menggunakan pseudo log Gamma Ray Index (GRJ) dalam batasan nilai tertentu. Pseudo log ini digunakan sebagai data masukan dalam proses multi~atribut dengan metode regresi linear untuk menghasilkan vo]um Gamma Ray Index. Distribusi lateral reservoar sandstone dari horizon Reservoar~A dihasilkan dari volum GRI dengan menggunakan atribut amplitude berupa amplitudo RMS, Nilai Ambang dan Total Amplitude Negatif, AtribuNll:r1but lni dapat digunakan untuk menggarnbarkan fitur geologi dari Reservoar-A pada lapangan Gita. Peta distribusi yang dihasilkan menunjukkan gambaran dari reservoar sandstone yang mewakili Reservoar-A dengan arah sebaran Barat Laut menuju Tenggara yang konsisten dengan data sumur. Hasil sebaran ini dibandingkan dengan hasil studi sebelumnya dan menunjukkan bahwa Gamma Ray Index berhasil mendiferensiasi coal dan dapat memetakan sebaran reservoar sandstone di lapangan Gita.

---

Seismic reservoir characterization of a 3D seismic and well data has been applied to 60 km2 of seismic over Lower Talang Akar Formation sand reservoirs in Gita Field of Jabung Block, South Sumatra Basin. The field has produced ail since first production in iate 2005 from the Reservoir-A. The main problem on this field is well distributed coal over and between sandstone reservoirs which affecting seismic reflectivity and shows the ambiguity between coals and sandstones.

The seismic multi-attribute and amplitude attribute study has been carried out to solve this problem. Results from cross plot analysis of well data indicate that the coals can be differentiating over and between the sandstone reservoirs by using pseudo log Gamma Ray Index (GRI) within certain cut-off value.

By using this pseudo Jog and generating multi-attribute analysis with linear regression. The Gamma Ray Index volume has been created. From this volume, the lateral distribution over Reservoir-A surface was created by using amplitude attribute of RMS Amplitude. Threshold and Sum of Negative Amplitude. These attributes can be used to delineate the Reservoir-A geological feature in Gita Field.

The distribution maps are showing the delineation of sandstone reservoirs of Reservoir-A with NW-SE direction which is consistent with well data. By comparing with the previous study, the result of latest study has been successfully used to differentiate cost and to define the sandstone reservoir distribution in Gita Field."