Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Konsumsi minyak dan gas bumi sebagai sumber energi utama semakin meningkat seiring berjalannya waktu. Hal ini berpotensi berkurangnya ketersediaan energi bagi kebutuhan masyarakat dunia. Maka dari itu, diperlukan suatu sumber energi alternatif seperti batubara dan gas methane. Telah dilakukan pengolahan data seismik untuk memetakan lapisan batubara yang mengandung gas methane pada suatu zona cekungan Sumatera Tengah, daerah Riau. Data seismik tersebut dikontrol oleh data sumur, yang terdiri dari log gamma ray, log densitas, log resistivitas dan log sonik. Hasil pengolahan data menunjukkan bahwa pada formasi Korinci/Binio terdapat batubara pada kedalaman 1560 feet. Hal ini ditentukan dari proses korelasi/well tie antara data seismik dan data sumur sehingga diperoleh nilai gamma ray sebesar 52-55 API, densitas sebesar 1.5-1.55 g/cc, resistivitas sebesar 0.68-0.76 ohmmeter, kecepatan gelombang sonik sebesar 5988.3-6330.2 feet/second, impedansi akustik sebesar 8000-9600 ((ft/s)*(g/cc)) dan frekuensi tuning sebesar 30 Hz. Hasil pengolahan data lainnya menunjukkan bahwa batubara juga terdapat pada formasi Telisa pada kedalaman 1526 feet. Dengan proses yang sama diperoleh nilai gamma ray sebesar 28 API, densitas sebesar 1.28-1.49 g/cc, resistivitas sebesar 1.33-1.44 ohmmeter, impedansi akustik sebesar 8000-10200 ((ft/s)*(g/cc)) dan frekuensi tuning sebesar 19 Hz.

---

Consumption of oil and gas as a primer sources has been increased in years. It will potentially decrease the supply of world energy needed. Because of that, we need alternative sourceses like coal and methane gas to substitute the primer sources. The seismic data processing has been done for mapping the coal-bed which consist of methane gas in a basin zone of Central Sumatera, Riau. The seismic data was controlled by well-logs data such as gamma ray log, density log, resistivity log, and sonic log. The result of data processing indicates that the Korinci/Binio Formation has coal-bed at depth 1560 feet. The information of depth is based on the correlation between well-logs and seismic data (well-tie), then obtained the gamma ray was 52-55 API, the density was 1.5-1.55 g/cc, the resistivity was 0.68-0.76 ohmmeter, the velocity of sonic wave was 5988.3-6330.2 feet/second and the acoustic impedance was 8000-9600 ((ft/s)*(g/cc)) and the frequency of tuning was 30 Hz. The other of data processing result shows that the Telisa Formation has coal-bed at depth 1526 feet. Using the same well-tie process, the information of depth was obtained from the gamma ray was 28 API, the density was 1.28-1.49 g/cc, the resistivity was 1.33-1.44 ohmmeter, the acoustic impedance was 8000-10200 ((ft/s)*(g/cc)) and the frequency of tuning was 19 Hz.

Abstrak :
[ABSTRAK
Formasi Toolachee memiliki penyebaran yang sangat luas di Cekungan Cooper. Padahal ketebalan Formasi Toolachee tidaklah begitu tebal dengan rata-rata ketebalan berkisar hingga 300 m. Proses sedimentasi Fm. Toolachee secara regional berupa fluvial (meandering) dengan urutan batuan berupa batupasir, batulempung, batulanau, dan batubara. Batupasir Fm. Toolachee memiliki porositas yang sedang hingga bagus, sehingga dapat bertindak sebagai reservoir yang terbukti mengalirkan gas pada Sumur Meranji-1. Dengan asumsi bahwa penyebaran Fm. Toolachee luas dan terendapkan di semua daerah penelitian, seharusnya ditemukan juga kandungan hidrokarbon pada dua sumur lainnya, yaitu Cooba-1 dan Pelican-5. Kenyataannya, Cooba-1 dan Pelican-5 tidak ditemukan kehadiran hidrokarbon, sekalipun Fm. Toolachee masih terbentuk disana. Hipotesis yang diangkat adalah bahwa ada kontrol stratigrafi yang berpengaruh terhadap akumulasi hidrokarbon pada Fm. Toolachee. Dari hasil analisis sumur dan seismik yang dibantu dengan atribut seismik dan inversi seismik ditemukan adanya perubahan fasies pada zona reservoir di Meranji-1. Zona reservoir terlihat tidak memiliki kemenerusan antara Meranji-1, Cooba-1 dan Pelican-5. Penelitian ini menghasilkan penyebaran fasies secara lateral dan vertikal pada Fm. Toolachee. Oleh karena itu, sumur-sumur selanjutnya diharapkan mengikuti pola penyebaran fluvial dari batupasir zona target.

---

ABSTRACT
Toolachee Fm has widespread deposition which is formed widely in Cooper Basin. Although, Toolachee Fm is thin bed formation with thickness averaging 300-400m only. Sedimentation process in Toolachee Fm is controlled by fluvial system which is formed in meandering depositional environment with lithology consists of sandstone, shale, siltstone, and coal. Sandstone of Toolachee Fm has moderate to good porosity, therefor it can act as reservoir which is proven by flowing gas in Meranji-1 well. Based on assumption of widespread depositional of Toolachee Fm, hydrocarbon accumulation shall be found in two wells, Cooba-1 and Pelican-5. In fact, Cooba-1 and Pelican-5 do not encounter significant hydrocarbon in Toolachee Fm. Hypotehsis were made that stratigraphy has an important influence of hydrocarbon accumulation in Toolachee Fm. Study result, from integrated study well and seismic interpretation which is supported by seismic stratigraphy, attribute seismic and seismic inversion, show facies change in Toolachee resulting truncated sand body. This study produces a comprehensive facies distribution both laterally and vertically. Therefor, next well should be drilled along channel geometry, Toolachee Fm has widespread deposition which is formed widely in Cooper Basin. Although, Toolachee Fm is thin bed formation with thickness averaging 300-400m only. Sedimentation process in Toolachee Fm is controlled by fluvial system which is formed in meandering depositional environment with lithology consists of sandstone, shale, siltstone, and coal. Sandstone of Toolachee Fm has moderate to good porosity, therefor it can act as reservoir which is proven by flowing gas in Meranji-1 well. Based on assumption of widespread depositional of Toolachee Fm, hydrocarbon accumulation shall be found in two wells, Cooba-1 and Pelican-5. In fact, Cooba-1 and Pelican-5 do not encounter significant hydrocarbon in Toolachee Fm. Hypotehsis were made that stratigraphy has an important influence of hydrocarbon accumulation in Toolachee Fm. Study result, from integrated study well and seismic interpretation which is supported by seismic stratigraphy, attribute seismic and seismic inversion, show facies change in Toolachee resulting truncated sand body. This study produces a comprehensive facies distribution both laterally and vertically. Therefor, next well should be drilled along channel geometry]

Abstrak :
Pada lapangan Meranji terdapat tiga sumur yang ketiganya menembus formasi Namur, tetapi hanya sumur Meranji-1 yang mengalirkan hidrokarbon minyak dari formasi Namur. Kebutuhan mengenai informasi geologi regional menjadi dasar atau batasan berpikir penulis sekaligus acuan dalam memetakan persebaran fasies pada lapangan ini. Sebagai dasar dalam pembuatan model properti batuan, perkembangan fasies perlu diketahui secara rinci dengan menggunakan pendekatan data geologi regional, data seismik, data sumur, dan juga data pendukung lainnya. Pemodelan dan karakterisasi reservoar di lapangan Meranji pada formasi Namur meliputi distribusi fasies dan distribusi properti reservoar di formasi tersebut. Persebaran batupasir dan persebaran properti reservoar Namur secara lateral dipandu oleh atribut seismik dan impedansi akustik hasil inversi seismik. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa unit batupasir yang paling tebal, morfologi chanel yang terpotong atau tidak menerus atau tidak berkembang ke sumur Cooba-1 dan Pelican-5, arah pengendapan chanel fasies batupasir dari timur laut menuju ke barat daya berkumpul ke sumur Meranji-1 dan persebaran lateral AI yang rendah membentuk suatu lensa yang menipis, kemungkinan tidak berkembang ke arah dua sumur lainnya, analisis ini mendukung hipotesa mengapa hanya pada sumur Meranji-1 mengalir hidrokarbon. ......On Meranji field there are three wells penetrated Namur Formation, but only Meranji-1 well that drain oil hydrocarbons from the Namur Formation. The needs of the regional geological informations as author references or limitations to map the distribution of facies in this field. As a basis for modeling properties of rocks, facies development needs to be known in detail by using a regional geological data, seismic data, well data, as well as other supporting data. Modeling and reservoir characterization in Meranji field in Namur formations include the distribution of facies and reservoir properties distribution in Namur formation. Distribution of sandstones facies and reservoir properties laterally guided by seismic attributes and seismic acoustic impedance inversion results. Modeling results indicate that the unit sandstone thickest, morphology channels are truncated or not continuous or does not develop into a well Cooba-1 and Pelican-5, direction of deposition of sandstone facies channel from the northeast toward southwest converge into well Meranji-1 and distribution of lower AI laterally forming a lens thinning, may not evolve towards two other wells, this analysis supports the hypothesis why only on Meranji-1 well flowed hydrocarbons.

Abstrak :
Telah dilakukan analisis metode dekomposisi spektral berbasis transformasi wavelet kontinyu (CWT) terintegrasi atribut seismik Amplitudo RMS dan Similarity dalam mendelineasikan zona patahan-rekahan didukung dengan analisis data sumur dan log FMI (FullboreFormation Micro Imager) dalam menentukan arah patahan-rekahan. Daerah penelitian ini berada pada Lapangan "Falah", Cekungan Jawa Timur dengan formasi Tuban berumur Miosen. Objek penelitian dikategorikan batuan karbonat jenis reef built up dan zona menarik untuk dianalisis pada reservoar karbonat yaitu berupa zona patahan dan rekahan. Hasilnya metode dekomposisi spekral berbasis CWT dapat memperlihatkan patahan-rekahan pada frekuensi tinggi 40 Hz dan terintegrasi Atribut seismik Amplitudo RMS pada lebar jendela 10 ms dan Similarity pada 25 ms. Patahan-rekahan memiliki arah umum kemiringan sebesar 700 berarah timurlaut-baratdaya. Ketiga atribut yang digunakan pada penelitian ini dapat mendelineasikan arah patahan dan rekahan pada reservoar karbonat reef built up.

---

There have been done analysis of spectral decomposition method which was based on Continuous Wavelet Transformation (CWT), integrated Seismic Attributes of RMS amplitude and Similarity. To delineate fault-fracture zone is supported with well data analysis and FMI (FullboreFormation Micro Imager) log is used to define fault-fracture direction. This project research is located at “Falah” field. East Java basin with Tuban formation is in Miocene era. Research object is categorized carbonate rock with reef built up type and the zone is interesting to analyze of carbonate reservoir which are fault and fracture zone. Result of spectral decomposition method which was based on CWT can show fault-fracture in high frequency at 40Hz and integrated seismic attribute of RMS amplitude with window width at 10ms and then similarity at 25ms. Fault-fracture has common dip at 70° of North East – South West direction. Three attributes were used in this research can delineate fault and fracture direction of carbonate reservoir with reef built up type.

Abstrak :
Volume properti batuan dari lapangan ‘Y’ pada Cekungan Kutai, Kalimantan Timur telah diprediksi untuk mengkarakterisasi daerah yang berpotensi menjadi reservoir hidrokarbon. Prediksi ini menggunakan metode neural network berdasarkan data masukan yang berupa volume atribut instantaneous amplitude, instantaneous phase, dan instantaneous frequency serta inversi impedansi akustik. Volume properti yang berhasil diprediksi oleh neural network yaitu volume densitas, kecepatan gelombang P, dan porositas efeketif. Satu properti tambahan yaitu kecepatan gelombang S merupakan estimasi dari persamaan Castagna. Berdasarkan volume properti tersebut, didapatkan daerah yang berpotensi menjadi daerah reservoir dengan indikasi fluida hidrokarbon berupa gas yaitu pada horizon slice pada horizon yang berumur Miosen Akhir dengan nilai densitas sebesar 2.1 – 2.25 gr/cc, kecepatan gelombang P berkisar antara 1800 – 2500 m/s, kecepatan gelombang S sekitar 750 -1000 m/s, dan porositas efektif berkisar antara 10 – 15 %. ......The rock property volumes from the 'Y' field in the Kutai Basin, East Kalimantan has been predicted to characterize area that has the potential to become hydrocarbon reservoir. This prediction uses a neural network method based on input data in the form of instantaneous amplitude, instantaneous phase, instantaneous frequency, and acoustic impedance inversion volumes. The volume of properties that are successfully predicted by the neural network is density, P-wave velocity, and effective porosity. One additional property that is the S-wave velocity is an estimation from Castagna equation. Based on those properties, the area has the potential to be a reservoir area with an indication of hydrocarbon fluid in the form of gas, which is at Late Miocene horizon slice with value of density ranges from 2.1 – 2.25 gr/cc, P wave velocity ranges from 1800 - 2500 m/s, wave velocity S ranges from 750 -1000 m/s, and effective porosity ranges from 10 – 15 %.

Abstrak :
Area Smeaheia, Laut Norwegia Utara merupakan salah satu lapangan yang dimanfaatkan sebagai reservoir CO2 atau CCS (Carbon Capture and Storage). Dalam suatu reservoir, patahan merupakan salah satu komponen yang penting untuk dikaji terkait kemampuannya untuk menyekat karbon. Pada penelitian kali ini dapat menjadi identifikasi awal dari potensi sekatan patahan (fault seal analysis) dan memfokuskan penelitian pada target reservoir yaitu formasi Sognefjord yang didominasi oleh litologi berupa batu pasir. Analisis dilakukan secara kualitatif menggunakan parameter model patahan yang dapat menunjukkan nilai throw patahan serta sebaran zona porositas melalui atribut seismik. Untuk mendukung interpretasi terhadap patahan, digunakan beberapa atribut lainnya yaitu RMS Amplitude, Variance, dan Ant-tracking serta dilakukan perhitungan menggunakan metode Shale Gouge Ratio. Hasil penelitian menunjukkan patahan yang berpotensi sebagai seal (SGR = 48%) yang akan menyekat CO2 dan patahan yang berpotensi menjadi jalur migrasi pada reservoir formasi Sognefjord. ......The Smeaheia area, North Norwegian Sea is one of the fields used as a CO2 reservoir or CCS (Carbon Capture and Storage). In a reservoir, fault is one of the important components to be studied regarding its ability to seal the carbon. This study examines the initial indication for fault seal analysis and focuses on the target reservoir, namely the Sognefjord formation which is dominated by sandstone lithology. The analysis was carried out qualitatively using fault model parameters that can show the value of the fault throw and the distribution of the porosity zone through seismic attributes. To support the interpretation of the fault, several other attributes are used, namely RMS Amplitude, Variance, and Ant-tracking and calculations are carried out using the Shale Gouge Ratio method. The results showed that the fault has the potential as a seal (SGR = 48%) that will block CO2 and the fault has the potential to become a migration pathway in the reservoir of the Sognefjord formation.

Abstrak :
Metode Atribut Seismik adalah metode yang didefinisikan sebagai karakterisasi secara kuantitatif dan deskriptif dari data seismik yang secara langsung dapat ditampilkan dalam skala yang sama dengan data awal, dimana informasi utama dari seismik atribut adalah amplitudo, frekuensi, dan atenuasi yang selanjutnya akan digunakan sebagai dasar pengklasifikasian atribut lainnya. Dimana amplitudo adalah salah satu atribut dasar dari suatu tras seismic yang dapat memetakan penyebaran batu pasir dengan cukup baik dikarenakan biasanya lingkungan yang didominasi oleh batu pasir juga memiliki nilai amplitudo yang lebih besar dibandingkan batuan serpih. Pada studi ini, metode amplitudo atribut seismic menggunakan modul Stratamps salah satu cabang dari modul interpretasi Landmark OpenWorks. Dimana dengan mengaplikasikan data seismik 3D dengan daerah seluas ± 40 km 2 didukung dengan 137 sumur untuk mengontrol peta amplitude yang dibuat pada dua horizon, BN_2250 dan MN_2420T. Tujuan dari studi ini adalah memperkirakan prospek studi pengembangan lebih lanjut dari lapangan Sahmura ini. Seismic Attribute Methods is a method defined as characterization of seismic data both quantitatively and descriptively that can be shown at the same scale with the general data, which main information from seismic attributes are amplitude, frequency and attenuation that become base for the further quallification. Amplitude as one of the basic attributes from seismic trace that can delineate sand distribution, because generally sand- environment having higher amplitude compared with the shale-environment. In this study amplitude attribute seismic method using Stratamp, one of branch from Landmarks OpenWork interpretation. With 3D seismic data and Area of Interest covered ± 40 km 2 also supported with 137 wells as a control for amplitude map emphasize on two horizon, BN_2250 and MN_2420. Goals for this studt is predicting the next plan for development of Sahmura Field.

Abstrak :
Reservoir karbonat diperkirakan mengandung hampir 60% dari total cadangan hidrokarbon dunia dan diperkirakan memiliki 50% dari total produksi hidrokarbon. Hidrokarbon umumnya terdapat pada batuan berpori. Porositas batuan karbonat umumnya memiliki heterogenitas yang tinggi, kompleksitas, dan random. Salah satu metode yang efektif untuk mengatasi heterogenitas adalah metode neural network. Sehingga penelitian ini bertujuan untuk menetukan distribusi porositas dengan neural network pada batuan karbonat dengan menggunakan 2 data sumur dan data seismik 2D post stack time migration (PSTM) pada lapangan T. Seismik atribut yang digunakan sebagai input proses probabilistic neural network berupa data seismik dan hasil inversi serta log yang akan diprediksi penyebarannya. Digunakan step wise regression dan validation error untuk menentukan atribut terbaik yang akan digunakan. Hasil prediksi nilai porositas menggunkan probabilistic neural network dengan input atribut terbaik yang telah terpilih menghasilkan korelasi yang lebih baik 0.81 dengan error 0.03 dibanding dengan metode multiatribut yang menggunakan persamaan linier yaitu 0.66 dengan error 0.04 dan hasil model log prediksi mendekati log aktual. Hasil distribusi porositas dapat dianilisis bahwa nilai porositas pada sumur C1 memiliki nilai porositas efektif yang rendah dibandingkan dengan sumur C4.

---

Reservoir carbonate mostly contains 60% of total hydrocarbon preserves in the world, and it is predicted about 50% which is produced hydrocarbon. Commonly, hydrocarbon is found in the rock pores. The porosity of carbonate, generally, has high heterogeneity, complexity, and random. One of effective methods to solve the problem is neural network. The aim of this study is to determine the distribution of porosity using neural network for carbonate in T field. Seismic attribute is used as input in neural network process which is seismic data, inversion result, and well log. Step wise regression and validation error are used to determine the best attributes that will be used to. The prediction result of porosity using probabilistic neural network with the best attribute has better correlation than using multi attributes for linier method. The correlation and error value using neural network are 0.08% and 0.03%, while the value of correlation and error using multi attribute for linier method are 0.06% and 0.04%, respectively. The predicted log model is approaching the actual log. The result of porosity distribution shows that the porosity value of well C1 has lower effective porosity than well C4.