Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKTelah dilakukan penelitian yang bertujuan untuk mengetahui respon AVO modeling pada reservoar karbonat yang memiliki porositas dan jenis fluida yang berbeda. Penelitian ini menggunakan data sintetik sebagai input untuk melakukan proses AVO modeling. Data sintetik ini terdiri dari 16 sumur, yaitu sumur pertama dibuat dengan porositas 0 tidak terisi oleh fluida sama sekali , lima sumur tersaturasi oleh minyak dengan variasi porositas sebesar 10-50 , lima sumur tersaturasi oleh air dengan variasi porositas sebesar 10-50 , dan lima sumur tersaturasi oleh gas dengan variasi porositas sebesar 10-50 . Hasil analisis AVO modeling menunjukkan respon yang berbeda terhadap setiap porositas. Bertambah besarnya porositas pada batuan karbonat, cenderung menunjukkan respon amplitudo yang semakin tinggi. Amplitudo pada minyak dan air menunjukkan respon yang sama, yaitu cenderung mengalami penurunan seiring dengan bertambahnya offset. Semakin jauh offset dan besar angle, maka respon reflektivitasnya akan menurun, sehingga menyebabkan penurunan respon amplitudo.

---

ABSTRACTHas conducted research that aims to know the response of the reservoir AVO modeling carbonate porosity and different fluid types. This study uses synthetic data as input for AVO modeling process. This synthetic data consists of 16 wells, the first wells were made with a porosity of 0 not filled by the fluid at all , five wells saturated with oil with a variation of the porosity of 10 50 , five wells saturated by water with porosity variations of 10 50 , and five wells saturated by gas with a variation of the porosity of 10 50 . AVO modeling analysis results showed different responses to each of the porosity. Increase the amount of porosity in carbonate rocks, tend to show that the higher the amplitude response. The amplitude of the oil and water showed the same response, which tends to decrease with increasing offset. The further offset and large angle, then the response reflektivitasnya will decrease, causing a decrease in the amplitude response."

"ABSTRAK

Reservoir karbonat pada lapangan R merupakan karbonat batugamping dengan karakter Porositas-Permeabilitas yang kompleks. Penelitian ini bertujuan untuk karakterisasi reservoir karbonat dengan melakukan estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas berdasarkan Model 3D Rock Type. Modified Rock-Fabric Classification digunakan untuk melakukan klasifikasi tipe batuan (rock type) pada tiga sumur referensi (R2, R9, R20). Menggunakan metode ini didapatkan enam RT dari hubungan Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Model 3D Rock Type dihasilkan dengan mengintegrasikan atribut Impedansi Akustik (AI) dan Impedansi Shear (SI) hasil simultaneous inversion seismik dengan persebaran RT pada ketiga sumur referensi menggunakan Naive Bayes Classifier. Model 3D Rock Type digunakan untuk mengontrol estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Hasil estimasi Porositas Interpartikel menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-0.22, dengan nilai Porositas Interpartikel yang relatif baik pada rentang 0.20-0.22 yang berkorelasi dengan RT4. Hasil estimasi Permeabilitas menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-80 milidarcy (mD), dengan nilai Permeabilitas yang relatif baik pada rentang 70-80 mD dan berkorelasi dengan RT6. Hasil estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas menggunakan rocktyping bisa menjelaskan kompleksitas reservoir karbonat dengan lebih baik.

---

ABSTRACT

Carbonate Reservoir in R Field is a reef limestone which is characterized by its complex Porosity-Permeability relationship. This study aims to characterizze the carbonate reservoir by estimating its Interparticle Porosity and Permeability based on 3D Rock Type Model. Modified Rock-Fabric Classification is used to determine the distribution of Rock Types (rocktyping) in three reference wells (R2, R9, R20). This method identifies six Rock Types from the relationship of Interparticle Porosity and Permeability. 3D Rock Type Model is generated by integrating Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) attributes from seismic simultaneous inversion with Rock Types distribution in three reference wells using Naive Bayes Classifier. The result is then used to control Interparticle Porosity and Permeability Estimation. Interparticle Porosity estimation results using rocktyping show value ranges 0-0.22, a relatively good Interparticle Porosity value ranges 0.20-0.22 correlates with RT4. Permeability estimation results using rocktyping show value ranges 0-80 milidarcy (mD), a relatively good Permeability value ranges 70-80 mD correlates with RT6. Both results using rocktyping can give a better picture on the complexity of the carbonate reservoir in R Field."

"Reservoar karbonat dikenal memiliki parameter petrofisika yang sangat kompleks dibandingkan dengan reservoar sandstone, porositas dan permeabilitas batuan tidak terkait. Nuclear Magnetic Resonance NMR merupakan metode well logging yang dapat mengkarakterisasi reservoar dengan menggunakan parameter waktu relaksasi terhadap distribusi pori dan determinasi dari tipe fluida dalam pori.Lapangan hidrokarbon C terletak pada cekungan Sumatera Selatan dan memproduksi gas. Berdasarkan analisis petrofisika terdahulu, formasi Baturaja merupakan zona produksi. Keadaan NMR pada sumur R1 memiliki 100 ms dan sumur M4 memiliki nilai 92 ms sebagai nilai T2 Cutoff yang menjelaskan karakter R1 yang lebih poros dibandingkan M4. Karakter sumur pada penelitian mendukung keadaan hidrogen pada sampel karbonat yang sensitive terhadap pengukuran NMR terhadap porositas, yang memiliki waktu relaksasi yang cepat akan menggambarkan porositas kecil dibandingkan dengan waktu relakasi yang lambat akan menggbarkan porositas besar.

---

Carbonate reservoir are well known for its complexity for petrophysics behavior where in contrast to sandstone reservoir in consequence porosity and permeability are not directly related. Nuclear Magnetic Resonance NMR is the well logging method which is able to characterize reservoir by determine porosity, including the pore distribution and determination of types of fluids present in the pores. ldquo C rdquo Hydrocarbon field is located in South Sumatera basin and produced gas. Based on analysis petrophysical, Baturaja Formation was determine as production zone. The result of NMR processing, Well R1 has a 100 ms and Well M4 has a 92 ms as a value of T2 cutoff. It determine the general character of each well. The NMR result supported NMR behavior of carbonate samples studied reflect the general sensitivity of NMR measurement to pore size distribution where a low relaxation time value is expected for small pores, whereas large pore result in higher relaxation time. "

"Lapangan "IM" merupakan salah satu lapangan eksplorasi minyak dan gas bumi yang berada di Cekungan Sumatera Utara. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini ditemukan hidrokarbon berupa gas condensate. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir dalam hal persebaran litologi dan kandungan fluidanya. Penelitian mencakup target reservoir karbonat yang berada pada Middle Miocene Malacca Limestone. Data yang digunakan dalam penelitian ini, yaitu data seismik 3D dan dua data sumur. Metode inversi simultan diterapkan untuk mengolah data agar tujuan penelitian dapat tercapai. Metode inversi simultan menghasilkan model Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan Densitas. Didapatkan hasil pada reservoir gas nilai impedansi P (Zp) sekitar 16542-18917 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 8375 (ft/s*g/cc) sedangkan pada reservoir air nilai impedansi P (Zp) sebesar 21292-23667 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 18500-20525 (ft/s*g/cc). Hasil tersebut kemudian ditransformasi menjadi parameter Lame. Parameter Lame merupakan parameter elastik yang terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho. Masing-masing parameter tersebut menjelaskan mengenai sifat inkompressibilitas fluida dan kekakuan batuan. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang memiliki arah orientasi Barat Laut-Tenggara.

---

The "IM" field is an oil and gas exploration field located in the North Sumatra Basin. It was previously identified that in this field hydrocarbons were found in the form of gas condensate. This study aims to characterize the reservoir in terms of lithological distribution and fluid content. The research includes carbonate reservoir targets located in Middle Miocene Malacca Limestone. The data used in this study are 3D seismic data and two well data. Simultaneous inversion method is applied to process data so that research objectives can be achieved. The simultaneous inversion method produces P-Impedance (Zp), S-Impedance (Zs), and Density models. The results show that in the gas reservoir the P (Zp) impedance value is around 16542-18917 (ft/s*g/cc) and the S (Zs) impedance is around 8375 (ft/s*g/cc) while in the water reservoir the P impedance value (Zp ) of 21292-23667 (ft/s*g/cc) and the impedance S (Zs) is around 18500-20525 (ft/s*g/cc). The results are then transformed into the Lame parameter. The Lame parameter is an elastic parameter consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Each of these parameters explains the fluid incompressibility and rock stiffness. The results showed that the reservoir distribution had an North West-South East orientation."

"Lapangan “K” adalah satu diantara banyaknya lapangan minyak yang terletak di Cekungan Sunda, terletak pada bagian lepas barat laut dari Pulau Jawa. Di lapangan ini telah teridentifikasi akan keterdapatan hidrokarbon. Tujuan utama didalam penlitian ini adalah untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat pada lapangan “K”. Reservoir karbonat pada Formasi Gumai menjadi objek utama yang difokuskan pada penelitian ini. Penelitian ini menggunakan data seismik dan data well K-01 dan K-02. Metode inversi berbasis model dipilih untuk penelitian ini. Penggunaan inversi berbasis model pada penelitian ini didasarkan atas pembuatan model awal berupa model sintetik seismik. Setelah dilakukan inversi seismik berbasis model (model-based inversion), didapat nilai Zp (p-Impedance) sebesar 21104 hingga 22688 (ft/s*g/cc) pada target reservoir yang terletak diantara horizon UBR C5_NA hingga LBR_Litho_filled 6 September yang melewati kedua sumur. Hasil penampang inversi tersebut ditampilkan dengan adanya persebaran nilai Zp yang relatif tinggi pada horizon UBR C5_NA hingga LBR_Litho_filled 6 September, dimana arah persebaran karbonat tersebut cenderung ke arah selatan dan tenggara.. Hasil dari inversi ini diharapkan kedepannya diteliti dan dikembangkan dengan baik, dengan cara menambahkan beberapa metode-metode lainnya seperti metode inversi simultan dan multiatribut untuk mendapatkan hasil karakterisasi reservoir yang lebih akurat serta mengetahui sebaran jenis litologi dan fluida di daerah reservoir.

---

The "K" field is one of the many oil fields located in the Sunda Basin, located in the northwestern part of the island of Java. In this field, hydrocarbons have been discovered. The main objective of this research is to characterize the carbonate reservoir in the "K" field. The carbonate reservoir in the Gumai Formation is the main object focused on in this research. This research uses seismic data and data from wells K-01 and K-02. A model-based inversion method was chosen for this study. The use of model-based inversion in this research is based on creating an initial model in the form of a synthetic seismic model. After carrying out a model-based seismic inversion, the Zp (p-Impedance) value was obtained at 21104 to 22688 (ft/s*g/cc) at the target reservoir located between the UBR C5_NA and  LBR_Litho_filled horizons on September 6, which passed the second well. The results of the inversion cross-section are shown by the relatively high distribution of Zp values ​​in the UBR C5_NA to LBR_Litho_filled horizons on September 6, where the direction of carbonate distribution tends to be south and southeast. It is hoped that the results of this inversion will be well researched and developed in the future, by adding several other methods such as simultaneous and multi-attribute inversion methods to obtain more accurate reservoir characterization results and determine the distribution of lithology and fluid types in the reservoir area."

"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."