Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Metode litologi seismik bertumpu pada amplitudo gelombang-gelombang seismik yang dipantulkan oleh bidang batas antar lapisan. Litologi seismik menghasilkan penampang pseudosonic log, pseudo velocity atau impedansi akustik yang merepresentasikan litologi lebih baik dari pada seismik struktur. Amplitudo dari sinyal seismik terpantul tergantung pada variasi impedansi akustik yang merupakan hasil kali kecepatan dan densitas. Sehingga perubahan pada salah satu parameter tersebut, kecepatan atau densitas batuan akan berkontribusi pada variasi respon seismik dari reservoar. Litologi dan ketebalan reservoar serta sejumlah sifat petrofisika batuan seperti porositas dan saturasi fluida dipengaruhi kedua parameter tersebut. Oleh karena itu untuk mengestimasi sifat-sifat petrofisika batuan dengan menggunakan data seismik harus mengkuantisasi kontribusi masing-masing parameter petrofisika pada pengukuran akustik. Metoda ini digunakan untuk mengestimasi parameter petrofisika reservoar migas dari data seismik sehingga disebut sebagai 'Seismically guided reservoir characterization di luar sumur pengeboran. Geostatistik merupakan framework yang mengkombinasikan sample yang terdistribusi secara spatial, berdasarkan atas data log sumur dan data seismik. Yang berguna untuk estimasi yang akurat dari reservoar properties dari ketidakpastian dari model reservoar. Dalam geostatistik mapping teknik ini berdasarkan atas Kriging, Regresi Linear dan Cokriging untuk memberikan kontribusi berdasarkan informasi petrofisika batuan yang diperoleh dari log sumur dan arah spatial dari seismik attribute. Secara garis besar teknik geostatistik untuk mengkombinasikan informasi petrofisika dan data seismik. Dengan geostatistik pada situasi dengan minimal kontrol data, dapat memprediksi karakteristik reservoar dengan lebih baik dibandingkan dengan mapping standard.

---

Seismic Lithology method was introduced in the 1970's was based on amplitude of the seismic waves reflected by the subsurface interfaces. Seismic lithology generates pseudo sonic log, pseudo velocity log or acoustic impedance time section which represents the lithology better than the seismic structure. By using this method it is possible to estimate the petrophysical properties of the reservoir rocks from seismic data. Furthermore it is possible to estimate the reservoir parameters from seismic data. This approach enables to implement a new method which referred to as seismically guided reservoir characterization in the zones outside the borehole. The amplitudes of reflected seismics signals depend primarily on variations in acoustic impedance. Changes in either rock velocity or density will contribute to variations in the seismic response of the reservoir. A number of petrophysical properties, such as porosity, fluid saturation affect both rock velocity and density. To estimate reservoir properties using seismic data it is necessary to quantify the respective contribution of each petrophysical parameter to the acoustic measurements. A series of laboratory P wave and S wave measurement has been conducted on limestone core samples from Baturaja limestone reservoir. By using the laboratory acoustic measurement data to support seismic derived porosity and fluid saturation determination in the reservoir. Several parameters have been derived from transit time data such as P and S wave velocities, Poisson ratio. To provide relationship between fluid saturation, porosity, P wave velocity and Poisson ratio, and modify acoustic impedance, crossplots between the parameters have been generated using a combination of laboratory acoustic measurement on core samples and mathematic modelling. A geostatistical technique integrating well and seismic data has been studied for mapping porosity in hydrocarbon reservoirs. The most important feature of the cokriging method is that it uses spatial correlation functions to model the lateral variability of seismic and porosity measurements in the reservoir interval. Cokriging was tested on a numerically simulated reservoir model and compared first with kriging, then with a conventional least squares procedure relying only on local correlation between porosity and acoustic impedance. As compared to kriging, the seismically assisted geostatistical method detects subtle porosity lateral variations that cannot be mapped from sparse well data alone. As compared to the standard least squares approach, cokriging provides not only more accurate porosity estimates that are consistent with the well data. Using seismically derived acoustic impedances, cokrigging also was applied to estimate the distribution of porosity in limestone reservoir.

Abstrak :
ABSTRAK
Identifikasi karakter reservoir dengan data seismik merupakan hal yang menarik untuk dilakukan dalam eksplorasi dan produksi hydrocarbon, untuk menginterpretasikan kondisi bawah permukaan seperti porositas, struktur geology, karakter reservoir dan kandungan HC diperlukan suatu metoda geofisika, seperti inverse seismik. Terutama jika berhubungan dengan batuan karbonat, dimana distribusinya selalu menjadi focus utama dalam eksplorasi minyak bumi karena baik penyebaran vertikal maupun horizontal pada umumnya tidak homogen. Subcekungan Jambi dimana salah satu reservoir yang penting dan banyak menghasilkan hidrokarbon adalah batupasir dan batuan karbonat, dimana batuan karbonat secara lateral maupun vertikal mempunyai tingkat uncertainty yang tinggi. Dengan dasar tersebut kami mencoba untuk mempelajari kondisi bawah permukaan daerah penelitian dengan menggunakan metod inverse seismik dengan melihat response Acoustic Impedance (AI). Salah satu sifat akustik batuan adalah impedansi akustik (AI) yang sangat dikontrol oleh kecepatan. Sementara kecepatan terutama tergantung terhadap porosity atau material yang mengisi poripori baik gas maupun cairan yang dapat berupa air atau minyak. Data log sumur yang diintegrasikan dengan seismik stack akan diperoleh akustik impedance hasil inversi, selanjutnya dilakukan cross plot dengan well untuk mendapatkan hubungan yang akan dipakai sebagai dasar mengevaluasi nilai AI hasil inversi, kemudian didapat hasil akhir porositas. Berdasarkan analisis dan evaluasi yang menyeluruh diketahui bahwa didaerah Tasya terdapat prospek hidrokarbon dilapisan batupasir, karbonat dan kemungkinan fracture Basement.

Abstrak :
Perhitungan waterflooding pada reservoar satu dimensi didirikan oleh teori Buckley-Leverett. Selanjutnya teori tersebut diperluas dan disederhanakan oleh Welge. Langkah pengerjaannya berupa penarikan garis singgung dari kurva fractional flow. Tugas akhir ini mencoba untuk membandingkan penyelesaian waterflooding reservoar 1 dimensi secara analitis dengan secara metode numerik. Metode ini lebih mudah dikerjakan dengan bantuan komputer. Sebagai tambahan, metode analisis digunakan untuk menghitung recovery factor dengan nilai laju injeksi atau tekanan injeksi yang bervariasi. Analisa ini dapat dikembangkan untuk kondisi menjari dengan sedikit modifikasi. Listing pemrograman dan perbandingan kedua metode ditampilkan pada bab pengolahan data untuk menggambarkan kegunaan masing-masing metode. ......Waterflooding calculation in a one-dimensional reservoar were first established by Buckley-Leverett theory. Later, this theory was extended and simplified by Welge. The procedure is graphical in nature, and involves drawing tangents on the fractional flow curve. This study compares to solve this problem by analytical technique for waterflooding calculations in a one-dimensional reservoar with numeric method. The numeric method can easily be implemented on a computer. In addition, the analytical method extends the Welge?s analysis further by incorporating recovery factor calculations under variable injection rate or injection pressure values. The analysis can also be adopted for viscous fingering conditions with slight modifications. A flow chart for the computer program is given, and an example problem is solved to illustrate the utility of these methods.

Abstrak :
Penentuan berat lumpur adalah faktor yang sangat penting dalam optimalisasi pemboran. Model mekanika bumi ? MMB dapat dibuat dan dipakai untuk menghitung jendela berat lumpur sehingga dapat mengoptimalkan pemboran. MMB adalah sebuah representasi dari seluruh aspek geomekanika pada sebuah lapangan atau basin seperti: kekuatan batuan, stress, tekanan formasi, stratigrafi mekanika. Multi-displin tim : geophysicist, geologist, petrophysicist, reservoir engineer, drilling engineer dan ahli geomekanik diperlukan untuk pembuatan MMB. Informasi mengenai struktur geologi, litologi, stratigrafi, kekuatan dan elastisitas batuan, deformasi batuan, kandungan fluida dan reservoir properties disatu sisi yang dikombinasikan dengan informasi mengenai stress bumi, drilling fluida, teknologi drilling disisi yang lain adalah merupakan input yang sangat berharga dalam pembuatan MMB. Dengan mengkombinasikan dan mengintegrasikan seluruh informasi dari GGRP (Geologi, Geofisika, Reservoir, Petrofisika) dan informasi pemboran, MMB dapat dibuat dan dapat diaplikasikan untuk tahap eksplorasi maupun pengembangan khususnya pada optimalisasi pemboran. ......In order to minimize the risks and for drilling optimization, a determination of mud weight is extremely important. One of the processes to minimize the risks is to plan for wellbore stability and the key process for wellbore stability is building a Mechanical Earth Model (MEM). MEM is a living representation of all geomechanics aspect for a field or basin such as: rock strength, earth stresses, pore pressure, mechanical stratigraphy. Building a MEM required multi-disciplinary team: geophysicist, geologist, petrophysicist, reservoir engineer, drilling engineer and geomechanics. In one side, information about structural geology, lithology, stratigraphy, strength and elasticity of the rock, rock deformation, fluid content, and reservoir properties are combined with information about earth stresses, drilling fuid, drilling practices in the other side gives valuable input when building MEM. By combining, integrating and analyzing all the information from GGRP (Geology, Geophysics, Reservoir, Petrophysics) and drilling, a MEM is built and the result of MEM can be used for explorationand development such as drilling optimization.

Abstrak :
Karakterisasi reservoir merupakan suatu proses pendeskripsian berbagai karakteristik reservoir dalam hubungannya dengan variabilitas spasial. Karakterisasi reservoir mengelaborasi data hasil analisis geologi, geofisika dan petrofisika sehingga menghasilkan model geologi yang selanjutnya menjadi data masukan untuk simulasi reservoir. Pada penelitian ini, karakterisasi reservoir difokuskan pada pemodelan model distribusi fasies dan sifat-sifat petrofisik reservoir. Lapangan yang digunakan sebagai objek penelitian adalah reservoir batupasir 1900?, Formasi Bekasap Lapangan Bungsu, Blok CPP Sumatera Tengah. Pemodelan model distribusi menggunakan pendekatan geostatistik stokastik (sequential gaussian simulation & sequential indicator simulation) dan geostatistik deterministik (krigging). Masing-masing metode divariasikan dengan penggunaan tipe variogram eksponensial, dengan pertimbangan bahwa tipe eksponensial merupakan tipe yang paling sesuai (matching) dengan fitur-fitur geologi di Lapangan Bungsu. Dengan menggunakan software modelling Roxar, secara keseluruhan diperoleh 27 (dua puluh tujuh) skenario dan realisasi model geologi dalam penelitian ini. Kriteria dalam penentuan ranking yang digunakan adalah nilai volumetrik (STOIIP). Penentuan ranking ini merupakan langkah pertama dalam membuat model untuk simulasi reservoir berikutnya. Hasil ranking juga telah dikalibrasi dengan hasil produksi kumulatif total (total cumulative production) dan recovery factor. Berdasarkan penentuan nilai ranking (low, base dan high) maka dapat dijadikan sebagai masukan untuk analisis simulasi selanjutnya. Nilai ranking dari model geologi yang dapat mewakili tersebut mampu untuk menangkap faktor ketidakpastian reservoir. ......Reservoir characterization is a process to describe various reservoir characteristics in the existence of spatial variability. Reservoir characterization elaborates results from geological, geophysical and petrophysical data to produce a geologic model, which is used as an input data for the reservoir simulation. In this research, reservoir characterization is focused on facies and reservoir petrophysical modelling. The object of the research is sand 1900? reservoir of Bekasap Formation Bungsu Field, CPP Block Central Sumatera. Stochastic geostatistics (sequential gaussian simulation & sequential indicator simulation) and deterministic geostatistics (krigging) approach were used in modelling the distribution model. Each method was varied using exponential types of variogram, whis is considered as the most matching type with geometry of Bungsu Field. Overall, by using Roxar software of modelling, 27 scenarios and realizations of geological model were generated in this study. The main ranking criterion used in this study was STOIIP. This rank is used as first step to take reservoir model to flow simulation. The results were calibrated also with total cumulative production and recovery factor. From this type of ranking high, base and low cases can be determined and carried forward into a full field flow simulation analysis. A representative number of geological models issufficient to capture the reservoir uncertainty.

Abstrak :
ABSTRAK
Upaya eksplorasi sumber hidrokarbon pada prinsipnya dilakukan dengan beberapa tahapan, yakni eksplorasi dan pengembangan lapangan. Setiap tahapan tersebut menggunakan metoda dan teknologi yang berbeda pula, dengan tujuan yang sama yakni pemerolehan hidrokarbon. Pencarian minyak bumi di lapangan yang sudah matang memang merupakan hal yang cukup sulit terlebih lagi yang merupakan perangkap stratigrafi (Stratigraphic Trap). Bertitik tolak pada tingkat kesulitan mendapatkan sumber hidrokarbon baru maka berkembang metoda-metoda baru sebagai alat untuk mendeteksi keberadaan hidrokarbon tersebut. Perkembangan metoda dan teknologi ini berkaitan dengan kualitas data-data geofisika untuk menggambarkan model geologi bawah permukaan, dan metode pemodelan geofisika untuk mengetahui distribusi sifat fisis batuan mudah dipahami oleh ahli geofisika, geologi dan perminyakan. Pemanfaatan Data atribut seismik seperti; Amplitude, Semblance selain digunakan untuk mendefinisikan struktur yang ada juga dapat digunakan sebagai interpolasi batas satuan litologi secara sederhana, sedangkan Instantaneous Amplitude, Phase, Frequency digunakan sebagai atribut untuk mendefinisikan batas perangkap stratigrafinya. Adanya kenampakan anomali didaerah penelitian yang merupakan bagian dari Group Sihapas yang mengindikasikan suatu reservoar perangkap stratigrafi telah berhasil dibuktikan. Tesis ini lebih bersifat penelitian dengan menggabungkan landasan teori serta mengintegrasikan teknik interpretasi untuk melakukan identifikasi suatu reservoar yang merupakan perangkap stratigrafi. Data seismik diinterpretasi dengan menggunakan bantuan data geologi regional serta perangkat lunak komersial untuk analisa dan interpretasi 3D seismik.

Abstrak :
ABSTRACT
The study establishes the thickness and distribution of the ?X? sandstone reservoir in the ASA Field that is located at the southern margin of West Natuna Basin, southwestern South China Sea. The field is located on top of the ?D? horst, which is bordered by the east-northeast (ENE) -west-southwest (WSW) trending basement ridge on the south. By application of discrete Fourier transform (DFT) on high-resolution 3D seismic data over a short window covering the geologic zone of interest, the amplitude spectra of an ?X? sandstone prone channel can help delineate temporal bed thickness variability and sandstone distribution. Spectral decomposition is just valid for analysis covered one wavelet seismic that will decrease the noise, so that all of frequency range until Nyquist frequency can be used for analysis. Noise appearance can be used to determine geological boundaries such as channels and sand bars, but it cannot be used for the thickness estimation. The maximum value of the first peak frequency will determine the thinnest layer observable within analysis window. The average tuning thickness ranges is from 30 to 40 feet. The thinnest detectable layer is about 12 feet that are found at the finite area, this is equal with 1/12λ, where λ is seismic wavelet wavelength. The tuning thickness of the sandstone reservoir detected by spectral decomposition analysis is thinner than conventional tuning calculation which is about 35 feet on ¼λ. The paleo-stream flow is interpreted to be from northwest to southeast across the study area based on spectral decomposition analysis. Faulting was not active during ?X? sandstone deposition as evidenced by lack of downthrown thickening and continuity of interpreted sand bars across faulted area. Based on this study, more advance study is recommended to be done to understand the optimum window length for spectral decomposition analysis especially using more than one seismic wavelet to determine sand distribution and its thickness. More advanced method of spectral decomposition analysis is necessary to detect, within one seismic wavelet, variation in bulk rock properties from which inferences regarding depositional environment and lithology can be made.

Abstrak :
ABSTRAK
Batu pasir Basal lapangan Indira merupakan reservoar unconventional yang terletak di atas basement dan diinterpretasikan sebagai bagian dari Lower Zelda, Formasi Talang Akar. Penemuan dari reservoar batu pasir Basal teridentifikasi dari sumur eksplorasi Indira-A, dibor tahun 1989 dan menembus 10 – 16 ft net reservoar minyak dengan permeabilitas 34.4 mD. Peta isochrones dari top lower Zelda sampai top basement digunakan untuk memetakan penyebaran net batu pasir Basal, dngan melihat kontras impedansi antara reservoar konglomeratik porous dengan top sealing argillaceous conglomerate. Teknik interpretasi seismik lanjut diperlukan karena isochrone tidak merepresentasikan langsung kehadiran batu pasir Basal. Analisis sensitivitas menunjukkan Lambda-Mu Rho dapat memisahkan batu pasir Basal dari lithologi lainnya, dengan nilai cut-off 15-24 GPa*g/cc.Lambda-Rho dan Mu-Rho merupakan parameter elastik yang dapat digunakan untuk melihat lebih dalam zona reservoar. Peta penyebaran reservoar batu pasir Basal yang dihasilkan dari inversi AVO model base dengan parameter Lambda Rho, sesuai dengan data reservoar basal 7 sumur lapangan Indira.

---

ABSTRACT
Basal sand in Indira Field was unconventional reservoir, located lying on the basement and interpreted as part of Lower Zelda, Talang Akar Formation. The discovery of Basal sand reservoir was identified from Indira-A exploration well, drilled in 1989 and encountered 10 – 16 ft net oil reservoir with permeability 34.4 mD. Isochrones map from top Lower Zelda until top basement was used to map basal sand reservoir, by observing impedance contract between porous conglomeratic reservoir sand and top sealing argillaceous conglomerate. Advanced seismic interpretation technique is needed because isochrone not directly representing basal sand presence. Feasibility analysis shows Lambda-Mu Rho candistinguish basal sand from other lithologies, with cut-off value 15 – 24 GPa*g/cc. Lambda-Rho and Mu-Rho are elastic parameters which can be used to see reservoir zone further. Basal sand distribution map resulted from AVO model based inversion with parameter Lambda Rho, is matched with basal reservoir data in 7 wells of Indira field.

Abstrak :
Lapangan BOS, berlokasi di daerah onshore blok Malacca Strait, cekungan Sumatera Tengah, telah dilakukan pengeboran 3 sumur di tahun 2006 - 2007, yaitu sumur BOS-01, BOS-02, dan BOS-03. Pada lapangan ini memiliki kasus yang unik karena pada dua sumur, BOS-01 (yang berada di crestal structure) dan BOS-03 (berada di flange structure, sebelah selatan dari BOS-01), mendapatkan hidrokarbon berupa gas pada formasi Lower Pematang yang menampakkan feature brighspot. Sedangkan sumur BOS-02 (berada di flange structure, sebelah utara sumur BOS-01), yang juga memiliki target pada feature brighspot pada formasi Lower Pematang, ternyata mendapatkan litologi shale. Untuk menganalisis lebih lanjut, dilakukan analisis dan interpretasi Geofisika, yaitu karakterisasi reservoir dengan menggunakan Impedansi Akustik untuk membedakan zona reservoar dan non-reservoar, dan analisis AVO untuk memprediksi kandungan fluida pada Formasi Lower Pematang tersebut. Hasil studi menunjukkan bahwa litologi shale yang berada di sumur BOS-02, kemungkinan terbentuk/tersedimentasi karena secara posisi struktur sumur BOS- 02 lebih rendah daripada sumur BOS-01, dimana suplai sedimentasi berasal dari arah North-East ke South-West. ...... BOS field, located in the onshore of block Malacca Strait, Central Sumatra basin, have 3 wells, were drilled in 2006-2007, there are BOS-01, BOS-02, and BOS-03. This field has unique case, because in two wells, BOS-01 (located at crestal structure) and BOS-03 (located at the flange, south of BOS-01), got hydrocarbon gas at Lower Pematang formation with brighspot feature. But at BOS-02 well (located at the flange, north of BOS-01), with same target at brighspot feature, got shale and categorized as wet. For further analysis, this study use analysis and geophysical interpretation, used to characterize reservoir at Lower Pematang Formation, there are Acoustic Impedance to differentiate reservoir zone and non-reservoir, and the AVO Analysis to predict fluid content on the Lower Pematang Formation. Result of this study shown that lithology shale on BOS-02 well, sedimented because BOS-02 well located on the lower position (flange) than BOS-01, while sedimentation supply have direction North-East to South-West.

Abstrak :
Wilayah Kerja West Kampar terletak di cekungan Sumatera Tengah, yang sudah terbukti sebagai proven basin. Struktur Pendalian terletak di dalam area West Kampar dan status saat ini adalah produksi dengan kapasitas produksi kurang lebih 900BOPD. Kandungan minyak yang diproduksi diperoleh dari formasi Sihapas. Dalam penelitian ini dilakukan inversi simultan untuk menghasilkan Ip, Is dan vp/vs untuk melihat persebaran litologi dan fluida pada reservoar Sihapas. Pemodelan awal dengan input frekuensi difilter pada high pass 10 Hz dan high cut 15 Hz, dan parameter inversi untuk memperoleh tren garis regresi linear diperoleh harga k:2,67; kc: -17,59; m: 0,27 dan mc: -1,77 Dari penelitian menunjukkan bahwa pada penampang seismik lintasan 59 (antara CDP 1421-1454) pada klosure tinggian disekitar sumur Pendalian-3 diperoleh nilai Ip = 12000 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning dan Is =1208 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning cenderung orange. Dengan membandingkan kecepatan vp/vs yang memiliki nilai antara 2-3 dapat diprediksi sebagai batuan reservoar yang berasosiasi minyak. ...... West Kampar working area is located in the Central Sumatra basin, which has been proven as a proven basin. Pendalian structure is located in the West Kampar area and the current status is a production and the production capacity approximately 900BOPD. The content of the produced oil derived from Sihapas Formation. This research be carrying out simultaneous inversion specifically analyzes the velocity ratio vp / vs to see the lithology and fluid distribution in the Sihapas reservoir. Initial modeling with the input frequency high pass filtered at 10 Hz and 15 Hz high cut, and parameter inversion to obtain the linear regression trend line obtained k price: 2,67; kc: -17.59; m: 0.27 and mc: - 1.77 Of the study showed that the seismic track 59 (the CDP 1421-1454) on closure heights around the well Pendalian-3 obtained value Ip = 12000 (ft/s) * (gr/cc) are shown in yellow and Is = 1208 (ft/s) * (gr/cc), which is indicated by the yellow color tends to orange. By comparing the speed of vp/vs which has a value between 2-3 can be predicted as the associated oil reservoir rocks.