Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Daerah Penelitian (Struktur "D") terletak Kecamatan Toili Barat, Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Reservoir Struktur "D" berupa batuan karbonat dengan facies reef, diendapkan pada Miosen Atas. Reservoir ini dikelompokkan kepada Anggota Mentawa, Formasi Minahaki. Stuktur ini terbentuk oleh sesar mendatar yang berarah NE-SW. Diatas reservoir ini diendapkan shale Formasi Poh yang berfungsi sebagai batuan penutup (seal) yang berumur Piosen. Jebakan pada struktur ini didomisasi oleh jebakan stratigrafi karena sembulan reservoir yang berupa reef ditutupi oleh shale. Porositas reservoir berkisar antara 0.2 ? 0.325, dengan permeabilitas absolut 4 ? 40 md. Studi Kelayakan dilakukan untuk melihat secara petrofisika seismik apakah ada kolom gas atau tidak. Studi ini meliputi cross-plot P-Impedans vs S-Impedans, Lambda-Rho vs Mu-Rho, Poisson Ratio vs Velocity Ratio, dan Pemodelan AVO sintetik pada tiap sumur. Juga dilakukan studi Elastik Impedans untuk menentukan sudut EI (θ) yang berkorelasi dengan keberadaan gas. Untuk menentukan sebaran porositas, inversi akustik impedans digunakan sebagai parameter untuk menentukan porositas dan inversi tersebut dilakukan dengan batasan model Top MioCarbonate (-125 ms) ? Top Minahaki (+300 ms). Top Minahaki adalah batas antara karbonat platform di bawah dan reef (Anggota Mentawa). Porositas pada reservoir ini tersebar bagus. Distribusi penyebaran gas dapat diamati melalui Product (A*B), parameter Scaled Poisson Ratio Change (∆σ), Lambda-Rho, Kombinasi P-Impedans dan SImpedans, Inversi Elastik Impedans, serta Fluid Inversion. Hasil analisis terhadap sebaran gas pada Formasi Minahaki, dapat diamati kemungkinan sebaran gas di bagian selatan Struktur ?D?, walaupun sebaran tersebut dibawah kontak gas air (-1720 m TVDSS). Sebaran gas ini dianggap sebagai cadangan upside potensial sebesar 120.336 Bscf gas. Untuk membuktikan adanya gas ini, di usulkan pemboran dua sumur delineasi Del-AA dan Del-BB (LAMPIRAN LEPAS). ......Study area ("D" Structure) on West Toili Residence, Banggai District, Central Sulawesi Province. The typical ?D? Structure is limestone with reef facies, deposited in Upper Miocene. This reservoir grouped into Mentawa Member, Minahaki Formation. This Structure is formed by wrench fault, which has trend NESW. Above this reservoir, deposited shale of Poh Formation, which is functioned as of Pliocene. Trap at this structure is dominated by stratigraphic trap because of reservoir reef build-up covered by shale. Reservoir porosity is around 0.2 ? 0.325, and absolute permeability 4 ? 40 md Sensitivity analisis is performed to know seismic petro physics whether there is gas column or not. These analysis include cross-plot P-Impedance vs. SImpedance, Lambda-Rho vs. Mu-Rho, Poisson Ratio vs. Velocity Ratio, and Synthetic AVO modeling on each well. Also performed Elastic Impedance Study to determine EI (θ) angle which correlated with gas content. To determine porosity distribution, acoustic impedance inversion is used as parameter for determining porosity and it is performed on boundary between Top Miocarboate (-125 ms) to Top Minahaki (+ 300 ms). Top Minahaki is boundary between platform carbonate below and reef (Mentawa Member). The Porosity in this reservoir is well distributed. The distribution of gas reservoir can be observed by using Product (A*B), Scaled Poisson Ration Change, Lambda-Rho, Combined P-Impedance vs. SImpedance, Elastic Impedans Inversion, and Fluid Inversion. Our analysis to the gas reservoir distribution can be concluded that there are potential gas distribution at south part of ?D? structure, even though that distribution below gas water contact (-1720 m TVDSS). This gas can be assumed as upside potential whose resources about 120.336 Bscf gas. For proving this gas expected, proposed to drill two wells delineation Del-AA and Del-BB (ENCLOSURE)"

"Sebuah penelitian untuk mengidentifikasi konten fluida pada reservoar menggunakan analisis AVO Amplitude Variation with Offset dan studi inversi Elastic Impedance pada lapangan ldquo;V rdquo; yang berlokasi di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur telah dilakukan. Data seismik partial angle stack yang diolah dengan menggunakan analisis AVO dan inversi Elastic Impedance menghasilkan output berupa penampang seperti Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo;s Ratio Changed, Near Angle Inverted, dan Far Angle Inverted untuk diinterpretasikan lebih lanjut. Analisis atribut AVO yang dilakukan termasuk pada anomali AVO kelas III low impedance contrast sand , dan untuk lebih lanjut lagi dilakukan proses inversi Elastic Impedance dengan mengolah data tigasumur VB2, VA1ST, VA3 dan dihasilkan output berupa EI near log dan EI far log sebagai pengontrol proses inversi Elastic Impedance. Selain itu dilakukan juga krosplot antara sumur dan dan penampang inversi untuk menentukan persebaran fluida pada reservoar. Didapatkan hasil pada penampang inversi EI near, zona gas berada pada nilai 9000 ft/s g/cc sampai dengan 14200 ft/s g/cc , dan pada penampang inversi EI far, zona gas berada pada nilai 1100 ft/s g/cc sampai dengan 1600 ft/s g/cc pada top reservoar dengan rentang waktu 2800-3400 ms. Dari hasil analisis peta slicing analisis atribut AVO dan inversi Elastic Impedance EI menunjukkan bahwa daerah peneybaran reservoar batu pasir memiliki arah orientasi Barat menuju Timur Hingga Tenggara.

---

A study case of identification fluid content using AVO Amplitude Variation with Offset analysis and Elastic Impedance inversion on ldquo V rdquo field located at Kutai Basin was did. Seismic partial angle stack was processed by using analysis of AVO and Elastic Impedance inversion produced output section such as Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo s Ratio Changed, Near Angle Inverted, and Far Angle Inverted for further interpretation. AVO attribute analysis performed on the data field was included in class III AVO anomalies low impedance contrast sand , and the Elastic Impedance inversion process was further performed by the three well VB2, VA1ST, VA3 data processing and create log near EI and far EI as the inversion process controller. Also perfomed well crossplot between wells and inverted EI to determine the cross section distribution on fluid in the reservoir. Result obtained in cross section inverted near angle zone that the gas is at the value of 9000 ft s g cc up to 14200 ft s g cc , and the cross section inverted far angle that the gas is at the value of 1100 ft s g cc up to 1600 ft s g cc at top reservoir in the period 2900 3300 ms. By slicing top reservoir map of AVO attribute and Inverted EI, reservoir distribution of channel slobe sandstone have orientation direction from West to East until South East."