Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan Penobscot berada pada Cekungan Scotian, Canada. Cekungan tersebut merupakan salah satu mega area penghasil hidrokarbon di dunia yang telah dieksplorasi dan diproduksi selama lebih dari 50 tahun. Salah satu tahapan penting setelah eksplorasi lapangan adalah melakukan karakterisasi reservoar untuk pengembangan lapangan. Pengidentifikasian reservoar berdasarkan kandungan fluida, porositas, dan ketebalan menggunakan data seismik sangat krusial dalam bidang geologi dan geofisika. Penelitian ini menggunakan metoda analisa AVO dan inversi simultan pada data seismik pre-stack CDP gather lapangan Penobscot. Inversi dan analisa AVO digunakan untuk membedakan batuan reservoar yang megandung hidrokarbon dari batuan lain disekitarnya. Goodway mengajukan suatu terobosan baru terhadap metoda AVO inversion yang didasarkan atas Lamé parameters λ dan μ, dan density ρ, atau Lambda-Mu-Rho (LMR). Penampang reflektivitas yang menunjukkan kontras parameter Lambda dan Mu dapat membedakan secara optimal antara fluida dan litologi suatu reservoir. Pada kasus ini penampang reflektifitas dari kontras parameter Mu-Rho dapat digunakan sebagai litologi indikator. Sedangkan interpretasi penampang reflektivitas Lambda-Rho dapat menunjukkan identifikasi fluida, dalam hal ini gas. Hasil analisa pada lapangan Penobscot menunjukkan bahwa pada kedalaman antara 2478?3190 m (formasi Missisauga) didominasi oleh Sandstone terdapat indikasi adanya hidrokarbon berupa gas. Hasil analisa AVO, terlihat adanya anomali AVO kelas III pada TWT 2000 ms dan kehadiran gas pada zona tersebut. Lambda-Rho pada zona tersebut bernilai 33,5 - 35 Gpa*g/cc, nilai Mu-Rho pada zona tersebut bernilai 32 - 35 Gpa*g/cc. Analisa crossplot well menunjukkan bahwa pada area target mempunyai harga Lamda-Rho 35 ? 40 GPa*g/cc dan harga Mhu-Rho 49 ? 71 GPa*g/cc.

---

ABSTRACT
Penobscot field located at Scotian Basin, Canada. Scotian basin is one of the mega-producing areas of hydrocarbon in the world that have been explored and produced for over 50 years. One of important steps after exploration of the field is to conduct a Reservoir Characterization for field development. The identification of reservoirs rocks using seismic reflection data is a very important topic in geology as well as geophysics area. In this study, AVO analysis and simultaneous inversion methods gained to pre-stack CDP gather seismic data of Penobscot field. Inversion and AVO analysis gained to distinguish the reservoir rocks that contained hydrocarbon with the surrounding rocks. Goodway proposed a new approach to AVO inversion based on the Lamé parameters λ and μ, and density ρ, or Lambda-Mu-Rho (LMR). The reflectivity section showing Lambda parameter and Mu contrast will be able to differentiate between litology and fluid reservoir optimally. In this case, reflectivity section of parameter contrast of Mu-Rho can be used as litology indicator. Reflectivity interpretation of Lambda-Rho section can predict fluid indicator, in this case gas. Analysis result for Penobscot field indicate that the depth of 2478?3190 m (Missisauga Formation) dominated by Sandstone and have gas indication. Based on AVO analysis, there is Class III AVO anomaly on TWT 2000 ms and the existence of gas on that zone. Lambda-Rho value on that zone is between 33,5 - 35 Gpa*g/cc. Mu-Rho value on that zone is between 32 - 35Gpa*g/cc. Based on well crossplot analysis in target area, Lamda-Rho value is between 35 ? 40 GPa*g/cc and Mhu-Rho value is between 49 ? 71 GPa*g/cc.

Abstrak :
Metode seismik petrofisik diaplikasikan pada zona target sebagai pendekatan praktis untuk memahami lebih lanjut karakter reservoar pada lapangan ldquo;G rdquo; Cekungan Sumatra Selatan melalui analisis seismik petrofisik data log sumur dan data seismik 2D. Evaluasi formasi rutin dilakukan untuk menghitung volume lempung, porositas, dan saturasi air pada lokasi sumur. Plot silang data log sumur dan hasil evaluasi formasi dibuat untuk menguji sensitifitas data log sumur terhadap perubahan litologi, porositas, dan kandungan fluida dalam reservoar. Data log gelombang S merupakan hasil derivasi dari persamaan Castagna. Sedangkan impedansi P, impedansi S, rasio VpVs, LambdaRho, dan MuRho dihitung menggunakan persamaan transformasi Lambda-Mu-Rho LMR. Properti elastis reservoar diekstrak dari data gather seismik 2D melalui proses inversi simultan. Hasil analisis petrofisika dan sebarannya melalui panduan data seismik menghasilkan bahwa zona prospek pada lapangan ldquo;G rdquo; berada pada interval 1600 ndash; 1650 ms dengan batupasir yang bertindak sebagai reservoar memiliki kandungan volume batulempung dibawah 35 , porositas diatas 10 , dan saturasi air dibawah 65 sebagai zona potensial hidrokarbon.

---

Seismic petrophysics technique were applied to ldquo G rdquo filed of South Sumatra Basin as a practical approach to understand more about the reservoir through integrated interpretation of logs and 2D seismic gather. Routine formation evaluations were done to calculate shale volume, porosity, and water saturation at well location. Cross plots of log data were generated to test the sensitivity parameters of log curves to changes in lithology, porosity, and fluid content in the reservoir. P impedance, S impedance, VpVs ratio, LambdaRho ,MuRho and density were calculated through a Lambda Mu Rho LMR transform. Volumes of elastic properties were extracted from simultaneous inversion process of 2D gather and analyzed to capture lithology and fluid changes in the reservoir. Petrophysical analysis and its distribution based on seismic data results in prospect zone at interval 1600 ndash 1650 ms with sandstone reservoar characterized by shale volume less than 35 with porosity higher than 10 and water saturation below 65 identifed as potential hydrocarbon zone.

Abstrak :
Analisa AVO dan teknik inversi saat ini masih menjadi metoda yang cukup ampuh untuk mengkarakerisasi reservoar hidrokarbon. Salah satu teknik inversi yang cukup banyak dilakukan saat ini adalah inversi simultan. Pada studi ini, kedua metoda, baik analisa AVO maupun inversi simultan digunakan pada data seismik pre-stack CDP Gather lapangan Penobscot, Nova Scotia, Kanada. Tujuannya adalah untuk mengidetifikasi litologi dan jenis fluida pada reservoar Penobscot. Berdasarkan hasil analisa AVO, terlihat adanya anomali AVO kelas III pada TWT 2000 ms dan kehadiran gas pada zona tersebut. Begitupun dengan Analisa hasil inversi simultan yang berupa impedansi P, impedansi S, densitas, dan Lambda Mu Rho yang memberikan informasi keberadaan lapisan pasir yang di duga sebagai reservoar Penobscot yang diduga berisi cadangan hidrokarbon berupa gas. Lambda-Rho pada zona tersebut bernilai rendah, yaitu sekitar 22,7 Gpa*g/cc, yang menunjukkan keberadaan gas pada zona tersebut. Tetapi nilai Mu-Rho pada zona tersebut justru bernilai kecil yaitu berkisar 17,1 Gpa*g/cc, sehingga sulit untuk diidentifikasi sebagai lapisan pasir, sehingga kemungkinan adalah lapisan tersebut adalah lapisan tight sand. Berdasarkan laporan dari Nova Scotia Offshore Petroleum, perusahaan setempat, pengeboran yang dilakukan pada salah satu sumur, L-30, reservoir Penobscot berisi condensate. Namun condesate dan gas jika dilihat dari data sumur maupun data seismik, akan memiliki karakteristik yang sama. Perbedaannya akan terlihat ketika dilakukan pengeboran. ......Nowadays, AVO Analysis and inversion technique are still be very usefull methods for characterize hydrocarbon reservoar. Simultaneous inversion is one of inversion technique that often to be used currently. In this study, both of method, AVO analysis and simultaneous inversion were used on pre-stack CDP gather of Penobscot Field, Canada. The goals are to identify lithology and fluid content of the reservoir. Based on the result of AVO analysis, there is Class III AVO anomaly on TWT 2000 ms and the existence of gas on that zone. Simultaneous inversion resulted P impedance, S, impedance, density, and Lambda Mu Rho. Those rock properties informed the existence of sand layer that be predicted as Penobscot reservoir with gas as the content. Lambda-Rho on that zone is relatively low, it's about 22,7 Gpa*g/cc. It shown the existance of gas. But Mu-Rho on that zone is also relatively low, it;s about 17,1 Gpa*g/cc. It's difficult to identify that the zone is sand layer, because the Mu-Rho is low. So that, the zone was be identify as tight sand. Based on the report of Nova Scotia Offshore Petroleum, the drilling was be done on L-30, and the content of the reservoir is condensate. Condensate and gas have same characteristic on seismic and well data. The difference of them will be found by drilling.