Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Lapangan Kutilang merupakan lapangan penghasil gas di Jawa Timur. Lapangan ini mengalami penurunan produksi yang mengakibatkan tergerusnya cadangan dan nilai keekonomian lapangan tersebut. Kegiatan eksplorasi dilakukan guna menambah sumberdaya dan cadangan dengan target Formasi Kujung I. Formasi ini memiliki potensi hidrokarbon dari interpretasi data log dan gas yang tinggi di Sumur K-2. Anomali SQp dan SQs di zona gas Sumur K-2 memiliki kesamaan rentang nilai dengan anomali SQp dan SQs di lepas pantai Malaysia. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mendeliniasi fasies, properti dan fluida pori pada Formasi Kujung I dengan metode atenuasi SQp dan SQs. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan data seismik 3D dan 3 buah data sumur pemboran. Hasil penelitian ini diharapkan dapat menemukan sumberdaya baru di Lapangan Kutilang. SQp dan SQs didapatkan dengan menggunakan rasio VpVs dan densitas yang didapatkan dari inversi seismik simultan. Analisis fasies sumuran menghasilkan asosiasi fasies A yang tersusun oleh batugamping dan serpih dan asosiasi fasies B yang tersusun oleh batugamping masif. Peta atribut sweetness, rms amplitude, distribusi fasies serpih-batuan reservoar dan volume serpih memberikan gambaran penyebaran Asosiasi fasies A yang mencirikan pengendapan pada lingkungan paparan karbonat tersebar merata di daerah penelitian sedangkan asosiasi fasies B yang mencirikan pengendapan terumbu berada di tepi Tenggara daerah penelitian. Penelitian ini juga membuktikan bahwa metode SQp dan SQs dapat digunakan untuk diskriminasi serpih dengan reservoar yang mana serpih memiliki rentang nilai SQp lebih dari 0.8 dan nilai SQs sebesar 0.5-0.65. Selain itu, SQp memiliki hubungan linear dengan volume serpih dan menghasilkan sebuah persamaan empiris (R=0.74). SQs memiliki hubungan linear dengan porositas batuan dan menghasilkan sebuah persamaan empiris (R=0.54). Kedua persamaan empiris tersebut dapat digunakan untuk memprediksi volume serpih dan porositas serta penyebarannya. Metode ini juga dapat digunakan untuk mendiskriminasi reservoar pembawa hidrokarbon dengan rentang SQp kurang dari 0.5 dan SQs sebesar 0.6-0.76. Penyebaran porositas bagus dan zona reservoar pembawa hidrokarbon terakumulasi disekitar struktur Sumur K-2 dengan arah penyebaran relatif Timur Laut-Barat Daya. Prospek hidrokarbon dapat diketahui dengan mengintegrasikan peta kontur kedalaman, volume serpih, porositas, dan reservoar pembawa hidrokarbon. Terdapat 2 buah prospek yaitu prospek A yang berada di arah Timur Laut dari Sumur K- 1 dan prospek B yang berada di arah Barat dari Sumur K-1. Pengembangan Lapangan Kutilang dapat dilakukan dengan melakukan pemboran exploration tail. ......Kutilang gas field is one of the gas field in East Java. Production decline triggers issues in reserve and economic aspect. Exploration activity is expected to find new resource and reserve which is focused on deeper reservoir target, Kujung I Formation. Hydrocarbon is found by formation evaluation and high gas reading in K-2 well. SQp and SQs hydrocarbon anomaly of K-2 well has same range value as SQp and SQs hydrocarbon anomaly of Offshore Malaysia case. In order that, this study is aimed to identify the distribution of facies, rock property and pore fluid within Kujung I Formation by using prestack simultaneous attribute based attenuation method of SQp and SQs. This study is completed by post stack and prestack 3D seismic and three exploration wells. VpVs ratio and density volume are resulted from simultaneous inversion of all those data. Then, those are calculated to find SQp and SQs. Well based facies analysis results that facies association A composed by limestone and shale and facies association B composed B massif limestone. Most of study area is covered by carbonate platform composed by facies association A while carbonate reef composed by facies association B is situated on southeastern edge of study area. These are well depicted by sweetness map, RMS amplitude map, litofacies map and shale volume map. SQp and SQs method is able to identify the presence of shale facies from reservoir which SQp has a value more than 0.8 and SQs has value ranging from 0.5 to 0.65. Shale volume can be predicted by empirical equation yielding from SQp and shale volume linear relationship (R=0.74). Porosity can be predicted by empirical equation yielding from SQs and porosity linear relationship (R=0.54). Moreover, this method can also discriminate hydrocarbon bearing reservoir from water bearing one which SQp has a value lower than 0.5 and SQs has value ranging from 0.6 to 0.76. Good porosity reservoir and hydrocarbon bearing reservoir distribution is accumulated surrounding of K-2 well with Northeast-Southwest trending. Two prospects are succesfully identified which are situated on Northeastward and Westward of K-1 well by integrating of depth structure map of Kujung I, shale volume map, porosity distribution map, and payzone map. The future development of Kutilang gas field is sugggested by drilling the deeper target reservoir of Kujung I Formation with exploration tail scheme.

Abstrak :
Metode seismik refleksi merupakan metode yang biasa digunakan untuk memetakan kondisi bawah permukaan bumi, terutama dalam keperluan eksplorasi hidrokarbon. Reservoir dapat dievaluasi menggunakan metode seismik inversi, yaitu salah satu metode yang mampu mengolah data seismik hingga menghasilkan nilai Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI) pada batuan di bawah permukaan bumi. Namun, metode seismik inversi terkadang menghasilkan respon yang tidak unik dan dapat menghasilkan respon yang beragam, sehingga diperlukannya ada analisis lebih lanjut. Secara geostatistik, metode inversi dilakukan dengan metode stokastik yang mampu memberikan hasil dengan tingkat akurasi dan korelasi tinggi. Hasil inversi stokastik yang dilakukan akan menghasilkan parameter fisis Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI), yang bisa digunakan juga untuk mendapatkan nilai VP/VS Ratio. Sebaran hidrokarbon dianalisis berdasarkan kombinasi hasil inversi geostatistik AI dan SI yang dianalisis dalam bentuk model dan peta. Nilai AI tinggi (20000 - 25000 g/cc m/s) dan Vp/Vs tinggi (2,8 – 3,2) berasosiasi dengan keberadaan hidrokarbon dalam reservoir dengan porositas antara 0.25-0.35. ......The seismic reflection method is a method commonly used to map subsurface conditions, especially for hydrocarbon exploration purposes. Reservoirs can be evaluated using the inversion seismic method, which is a method capable of processing seismic data to produce Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) values in rocks below the earth's surface. However, the inversion seismic method sometimes produces a response that is not unique and can produce multiple responses, so that further analysis is needed. Geostatistically, the inversion method is carried out with the stochastic method which is able to provide results with high levels of accuracy and correlation. The results of the stochastic inversion will produce physical parameters of Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI), which can also be used to obtain the VP / VS Ratio value. The distribution of hydrocarbons is analyzed based on the combination of AI and SI geostatistical inversion results that are analyzed in the form of models and maps. High AI values (20000 - 25000 g / cc m / s) and high Vp / Vs (2.8 - 3.2) are associated with the presence of hydrocarbons in the reservoir with porosity between 0.25-0.35.

Abstrak :
ABSTRAK
Analisis sikuenstratigrafi telah dilakukan pada penampang sedimen Formasi Ngimbang di Blok Suci, Cekungan Jawa Timur Utara. Analisis ini dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui suksesi vertikal dan perubahan fasies secara lateral dari unit sikuen reservoir karbonat pada Formasi tersebut sehingga kompartementalisasi fasies dari reservoir karbonat dapat dipahami secara rinci. Data yang digunakan dalam penelitian ini meliputi tiga well logs, biostratigrafi, lingkungan pengendapan dan petrografi dari sumur SUCI-1, SUCI-2 dan KMI-1 yang didukung penampang seismik. Penelitian ini dilakukan dengan mengintegrasikan semua data G & G dalam kerangka kronostratigrafi dan model pengendapan karbonat sehingga kompartementalisasi yang mengontrol konektifitas dan sifat fisik unit-unit reservoir karbonat dapat dipahami dengan baik. Hasil analisis menunjukkan bahwa reservoir karbonat Formasi Ngimbang di Blok Suci diendapkan selama Eosen Akhir sampai Oligosen Awal pada lingkungan neritik pinggir sampai batial atas. Secara kronostratigrafi, penampang karbonat Formasi Ngimbang dapat dibagi ke dalam tiga unit sikuen yang dipisahkan oleh bidang keidakselarasan, yaitu unit facies karbonat platform berumur Eosen Akhir di sekitar lokasi sumur SUCI-2, unit fasies karbonat platform berumur Oligosen Awal bagian bawah di sekitar lokasi sumur KMI-1 dan SUCI-2 dan unit fasies core reef berumur Oligosen Awal bagian atas di lokasi sekitar sumur SUCI-1. Hasil analisis tersebut dapat digunakan untuk menjelaskan fenomena akumulasi gas yang hanya dijumpai pada lokasi sumur SUCI-1, dan hanya gas show dan oil trace yang terobservasi di sumur SUCI-2, serta indikasi hidrokarbon yang sama sekali tidak ditemukan pada sumur KMI-1. Hal tersebut terjadi karena reservoir karbonat fasies core reef berumur Oligosen Awal hanya dijumpai pada lokasi sumur SUCI-1 dan tidak menerus ke lokasi Sumur SUCI-2 dan KMI-1. Analisis kompartementalisasi ini akan dapat meningkatkan rasio keberhasilan perusahaan-perusahaan migas yang melakukan pemboran dengan target batuan reservoir berupa batuan karbonat.

Abstrak :
Karakterisasi reservoir merupakan salah satu tahap penting dalam eksplorasi hidrokarbon agar dapat menentukan reservoir yang baik berdasarkan karakteristik litologi dan kandungan fluida di reservoir. Penelitian ini dilakukan di Lapangan “R”, Cekungan Jawa Timur Utara dengan menggunakan metode inversi simultan. Berdasarkan hasil inversi simultan diketahui bahwa zona reservoir di area penelitian tersusun atas litologi karbonat dengan nilai impedansi-P 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, impedansi-S 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, dan densitas 2. g/cc – 2.39 g/cc. Hasil tersebut ditransformasikan menjadi parameter elastis batuan, yaitu Parameter Lame yang terdiri atas Lambda-Rho dan Mu-Rho. Transformasi Lambda-Mu-Rho berhasil mengidentifikasi reservoir karbonat yang berpotensi mengandung hidrokarbon dengan nilai rigiditas tinggi sebesar 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc dan inkompresibilitas rendah sebesar 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc yang diinterpretasikan sebagai gas. Integrasi analisis dari parameter impedansi-P, impedansi-S, densitas, Lambda-Rho, dan Mu-Rho menunjukkan bahwa persebaran batuan karbonat yang tersaturasi gas memiliki orientasi timur laut – barat daya. ......Reservoir characterization is one of the most crucial stages in hydrocarbon exploration to determine good reservoirs based on their lithology and fluid content. This research was conducted at the “R” Field, North East Java Basin using the simultaneous seismic inversion method. The results show that the reservoir zone in the research area consists of carbonate rocks with P-impedance values of 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, S-impedance of 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, and density of 2.25 g/cc – 2.55 g/cc. These results were transformed into rock elastic parameters, namely Lame Parameters consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Lambda Mu Rho Transformation has successfully identified carbonate reservoirs that potentially contain hydrocarbons with high rigidity values of 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc and low incompressibility of 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc interpreted as gas. Integration analysis of P-impedance, S-impedance, density, Lambda-Rho, and Mu-Rho parameters shows that the distribution of gas-saturated carbonate rocks has a northeast – southwest orientation.