Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPenentuan nilai tekanan pori merupakan salah satu tahapan yang perlu dilakukan dalam suatu kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi pada suatu lapangan hidrokarbon. Nilai tekanan pori dapat digunakan untuk mengetahui seberapa aman proses eksplorasi yang berlangsung pada lapangan tersebut dengan mengetahui apakah terdapat kondisi overpressure di bawah permukaan. Dengan mengetahui hal tersebut maka dapat dilakukan pencegahan terhadap masalah pengeboran seperti loss, kick, atau blowout. Untuk itu perlu dilakukan analisis nilai tekanan pori. Pada penelitian ini dilakukan perhitungan tekanan pori dengan menggunakan Metode Eaton dan Metode Kompresibilitas berdasarkan data wireline logging pada Lapangan X Cekungan Sunda. Metode tersebut diterapkan pada litologi yang berbeda, dimana untuk litologi shale digunakan Metode Eaton dan litologi karbonat digunakan Metode Kompresibilitas. Sebelum melakukan perhitungan tekanan pori, dilakukan analisis petrofisika untuk mendapatkan parameter input yang diperlukan serta perhitungan tekanan overburden dan teknanan hidrostatik dengan data log densitas. Pada penelitian ini juga dilakukan perhitungan tekanan rekah menggunakan Metode Eaton yang bertujuan untuk mengetahui apakah mud-weight yang digunakan dalam eksplorasi sudah tepat atau tidak. Nilai tekanan pori yang didapatkan dengan menggunakan Metode Eaton dihitung berdasarkan nilai Normal Compaction Trend (NCT) Sonik sedangkan perhitungan pada metode kompresibilitas dilakukan dengan mencari nilai kompresibilitas bulk dan kompresibilitas pori terlebih dahulu. Metode Kompresibilitas yang digunakan pada penelitian ini ada dua, yaitu metode Kompresibiltias Atashbari dan metode Kompresibilitas Azadpour. Hasil perhitungan tekanan tersebut kemudian dikalibrasikan dengan data pengukuran tekanan langsung (DST) yang tersedia pada tiap sumur penelitian. Berdasarkan hasil perhitungan dapat dilihat bahwa metode Kompresibilitas Azadpour menunjukkan hasil yang lebih baik untuk perhitungan tekanan pori di litologi karbonat. Hasil dari penelitian menunjukkan bahwa secara umum nilai tekanan pori di sumur penelitian berada pada nilai yang cukup aman, dimana secara keseluruhan nilai tekanan pori berada di bawah mud-weight yang digunakan sehingga tidak menimbulkan fenomena kick yang membahayakan kegiatan eksplorasi.

---

ABSTRACTPore pressure determination is an important step that is needed to be done on an oil and gas exploration process in a hydrocarbon field. Pore pressure value can be used to determine whether the field is safe enough to do exploration by knowing if there is any overpressure condition below the surface. By knowing pore pressure value, we can do prevention towards drilling problem such as loss, kick, or blowout. For that reason, pore pressure analysis needs to be done. In this research, pore pressure value is calculated using Eatons Method and Compressibility Method based on wireline logging data in Field X Sunda Basin. Both methods are applied for different lithologies, in which for shale rock Eatons Method is used, while Compressibility Method is used for carbonate rock. Before calculating pore pressure, first petrophysics analysis is done to get input parameter that is needed, and then overburden stress and hydrostatic pressure is calculated using density log. In this research fracture pressure is also calculated using Eatons Method to find out whether mud-weight that is used in the exploration step is appropriate. Pore pressure value from Eatons Method is calculated based on Sonic Normal Compaction Trend (NCT) value while the calculation on Compressibility Method is done by finding bulk compressibility and pore compressibility first, there are two different Compressibility methods that is used in this research, that is Atashbari Compressibility method and Azadpour Compressibility method. The result of pore pressure calculation is then calibrated using direct pressure measurements from DST data that is available on the research well. Based on the results of calculation, Azadpour Compressibility method shows a better result in calculating pore pressure in carbonate lithology. The results of the study show that in general pore pressure value in the research well were at a safe value, where in general the pore pressure were below mud-weight value that is used on the well so it did not cause any kick phenomena that is dangerous during exploration activity."

"ABSTRAKSalah satu faktor yang memprediksi tekanan pori adalah pemilihan metoda dalam kalkulasi tekanan pori tersebut. Jika kita memilih metoda yang tidak tepat, hasil estimasi tekanan pori tersebut mungkin bukan hanya tidak merefleksikan kondisi tekanan pori sesungguhnya disuatu daerah, tetapi juga tidak mencerminkan kondisi geologi yang bekerja di keseluruhan cekungan. Dalam penelitian ini, dua metoda diaplikasikan untuk menhitung tekanan pori dari log talikawat di lapngan peciko: metoda eaton dan metoda mekanika tanah. Perhitungan tekanan pori yang dihasilkan dari kedua metoda tersebut menunjukan perbedaan yang sangat signifikan. Metoda eaton menghasilkan perbedaan tekanan reservoir dan serpih (over-prediksi tekanan resevoir) pada kedalaman dangkal dan kesamaan tekanan reservoir) pada kedalaman dangkal dan kesamaan tekanan reservoir danserpih pada interval yang lebih dalam. Berbeda dengan hal tersebut, metoda mekanka tanah menghasilkan kesamaan tekanan reservoil dan serpih pada kedalaman yang dangkah dan underprediksi untuk interval yang lebih dalam. Dilihat dari proses yang berkja pada lapangan ini yang mempengaruhi pori, yaitu aliran fluida reservoir secara later dan kecepatan sedimentasi yang tinggi, seperti metoda eaton memberikan hasil yang lebih mencerminkan tekana pori di lapangan ini dibandingkan dengan metoda mekanika tanah. Penelitian ini juga menghasilkan kesimpulan yang cukup penting: jika terdapat tekanan antara resroir dan serpih, maka sepertinya kondisi hidrodinamika berlangsung secara aktif."

"Prediksi tekanan pori sebelum melakukan proses pengeboran menjadi hal yang sangat penting karena dapat merepresentasikan pemetaan migrasi hidrokarbon, serta analisa konfigurasi tutupan dan geometri cekungan. Disisi lain penentuan tekanan pori dapat membantu dalam pembuatan desain program casing dan lumpur. Penelitian ini dilakukan pada lapangan X, Cekungan Kutai Kalimantan Timur dimana secara regional cekungan ini tersusun atas endapan- endapan sedimen yang berumur tersier yang memperlihatkan endapan-endapan fase trangresi dan regresi laut. Prediksi tekanan pori pada penelitian ini menggunakan metode yang dikembangkan oleh Eaton, metode ini membutuhkan data pengukuran geofisika seperti data kecepatan seismik dan data log sumur. Prediksi tekanan pori diturunkan dari kecepatan seismik 3D yang diperoleh dari hasil pemodelan kecepatan dengan menggunakan metode Impedansi akustik Inversion, dimana metode tersebut mampu untuk memprediksi kecepatan lebih akurat untuk menetukan karakteristik litologi dan daerah yang berstruktur komplek. Proses yang dilakukan pada penelitian ini dimulai dengan menentukan parameter-parameter perhitungan dengan Metode Eaton pada 5 sumur dengan data kecepatan sonic dan seismic, selanjutnya melakukan perhitungan nilai overburden, Tekanan Hidrostatik, Normal Compaction trend NCT dan Model distribusi prediksi tekanan pori. Dari hasil prediksi tekanan pori dapat memperlihatkan penyebaran/ distribusi zona overpressure pada lapangan X yang dilalui oleh 5 sumur, penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program untuk menentukan pengeboran sumur di area tersebut.

---

Pore Pressure prediction prior to drilling is paramount importance as it can represent of mapping hydrocarbon migration, as well as to analyse of trap and basin geometric configurations. Side of is other pore pressure determination can be assist in design of casing and mud program. This research was conducted in X field , Kutai basin, East Kalimantan, where is by regional this basin is composed of tertiary deposits which to show sedimentary deposits of marine tracres and regressions. The pore pressure prediction in this study using developed methods by Eaton, this method requires geophysical measurement data such as seismic velocity data and well log data.

The pore pressure prediction is derived from the 3D seismic velocity obtained from the velocity modeling results using the Inversion acoustic impedance method, where the method is able to predict more accurate velocities to determine lithologic characteristics and complex structured regions. The process performed in this study begins by determining the calculation parameters with the Eaton Method on 5 wells with sonic and seismic velocity data, then performing overburden value calculation, Hydrostatic Pressure, Normal Compaction Trend NCT and Pore pressure prediction distribution model. From the predicted pore pressures can show the distribution of overpressure zones in the X field through which 5 wells, this distribution is important to assist in the program to determine drilling wells in the area."

"Lapangan NN terletak di darat di Blok Selat Malaka. Lapangan tersebut ditemukan pada tahun 1990 dengan mengebor sumur eksplorasi N-01 yang terbukti terdapat minyak di Formasi Manggala dan Pematang. Pada tahun 1998, 3D Seismic diakuisisi dan berhasil mengidentifikasi tiga kompartemen di bidang ini yang dipisahkan oleh sesar N-S. Reservoir target adalah Formasi Lower Pematang merupakan bagian dari Grup Pematang dan diendapkan di lingkungan fluvial braided system. Karakteristik reservoir di Formasi Lower Pematang yaitu tight sandstone dengan tipe log blocky. Untuk mengoptimalkan produksi minyak, stimulasi rekahan hidrolik dipilih dan menjadi teknik yang terbukti dalam reservoir ini. Studi geomekanik lebih lanjut diperlukan untuk mendukung pekerjaan hydraulic fracturing dengan menyediakan model 3D tekanan pori dan fracture pressure. Beberapa sifat batuan geo-mekanika seperti tekanan Pori, Poisson's Ratio dan Young's Modulus, Fracture Pressure dihitung di sumur secara 1D section dan kemudian merambat di seluruh lapangan NN. Dengan model 3D, rekomendasi kuat pada pengembangan lapangan melalui hydraulic fracturing dapat dicapai dan pemulihan minyak akan optimal. Model 3D pore pressure, overburden pressure dan fracture pressure dimodelkan dengan co-krigging dengan trend dari interval velocity cube.

---

NN field is located onshore within the Malacca Strait Block. The field was discovered in 1990 by drilling N 01 exploration well which proven oil in the Manggala and Pematang Formations. In 1998, 3D Seismic was acquired and successfully identified three compartments in this field which separated by N S faults. This study is focusing on Lower Pematang Formation which belongs to Pematang Group and deposited in braided fluvial system. The Lower Pematang reservoir is tight sandstone with blocky log type model. In order to optimize the oil production, hydraulic fracturing stimulation was chosen and became proven technique in this reservoir.

Further geomechanic study is required to support hydraulic fracturing jobs by providing a 3D model of pore pressure and fracture pressure. Several geo mechanics rock properties such as Pore pressure, Poisson's ratio and Young's Modulus, Fracture Pressure was calculated in wells and then propagate troughout NN fields. With 3D model, a robust recommendation on field development via hydraulic fracturing can be achieved and oil recovery will optimum."

"Penelitian ini dilakukan pada lapangan X yang terletak di laut dalam cekungan Selat Makasar, dimana dari regional geologi cekungan ini memiliki lapisan serpih yang tebal pada umur Eosin dan Awal-Oligosen. Lapisan serpih ini mempunyai kontribusi yang besar dalam pembentukan zona overpressure. Prediksi tekanan pori pada penelitian ini dilakukan dengan memakai metode yang dikembangkan oleh Eaton, metoda ini membutuhkan data pengukuran geofisika seperti data kecepatan seismik dan data sonik. Proses yang dilakukan dalam penelitian ini dimulai dengan menentukan parameter-parameter perhitungan pada sumur kalibarasi (sumur A) seperti koefisien Eaton (N), shear factor (K). Dan koefisien A,B pada persamaan Garner. Langkah selanjutnya melakukan perhitungan overburden, fracture pressure gradien dan perhitungan pori pada data 1 dimensi, 2 dimensi, dan 3 dimensi. Hasil dari prediksi tekanan pori pada data yang dipakai memiliki kesesuaian dengan data hasil pengeboran sumur B dan ditemukan adanya zona overpressure yang memiliki rentang nilai antara 9-11.5 ppg di bagian selatan dari area penelitian. Hasil ini didukung dengan nilai laju sedimentasi pada wilayah penelitian yang mencapai 0.11m per 1000 tahun dimana kecepatan sedimentasi tersebut cukup untuk menjadi penyebab terjadinya overpressure. Hal ini menunjukan bahwa analisa kecepatan yang dilakukan dapat dipercaya ketelitiannya serta pemakaian metode Eaton tepat untuk area serta data yang digunakan. "

"Penelitian mengenai tekanan pori dilakukan pada Formasi Talang Akar dan Baturaja, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan. Cakupan penelitian berfokuskan pada wilayah yang mengalami overpressure atau tekanan pori melebihi normal. Analisis mengenai tekanan pori dilakukan sebagai upaya mengoptimalkan proses pengeboran di wilayah yang akan dilakukan pengembangan sumur. Pengolahan data terbagi menjadi dua, yaitu pengolahan tekanan pori pada data sumur dan penyebarannya menggunakan data seismik. Dalam melakukan estimasi nilai tekanan pori pada sumur, digunakan metode dasar tekanan pori, yaitu metode Eaton. Selanjutnya, dilakukan penyebaran tekanan pori pada data seismik menggunakan neural network dengan data masukan berupa kecepatan gelombang P dan inversi impedansi elastik. Penggunaan data tersebut dipilih karena cukup efektif dalam melakukan estimasi persebaran tekanan pori yang dikontrol oleh keberadaan litologi dan fluida. Selain itu, dilakukan pemodelan substitusi fluida guna menguatkan analisis persebaran gas pasiran.Dari pengolahan data didapatkan bahwa terdapat zona overpressure di Formasi Talang Akar dengan kedalaman 6030.184 ft - 6368.5 ft. Sedangkan pada Formasi Batu Raja tidak terlihat anomali tekanan pori yang signifikan. Keberadaan fluida hidrokarbon berupa gas pasiran di antara litologi shale dan keberadaan struktur patahan diduga menjadi penyebab terjadinya anomali berupa overpressure.......Research on pore pressure was carried out in the Talang Akar and the Batu raja Formation, Jambi Sub-Basin, South Sumatra Basin. The scope of research focuses on areas that experience overpressure or the pore pressure exceeds normal. Analysis of pore pressure is carried out as an effort to optimize the drilling process in areas where well development will be carried out. The data processing is divided into two, namely the processing of pore pressure in the well data and its distribution using seismic data. In estimating the value of pore pressure in drilling wells, the basic method for calculating pore pressure is used, namely the Eaton method. Next, the distribution of pore pressure estimates on seismic data is carried out using a neural network with input data in the form of P wave velocity and elastic impedance inversion. The use of input data was chosen because it is quite effective in estimating the pore pressure distribution which is controlled by the presence of lithology and fluids. In addition, fluid substitution modeling was carried out to strengthen the analysis of the distribution of sandy gas.From the data processing carried out, it was found that there are zones overpressure in the Talang Akar Formation with a depth of 6030.184 ft to 6368.5 ft. Whereas in the Batu Raja Formation there is no significant pore pressure anomaly. The presence of hydrocarbon fluids in the form of sandy gas between lithology shale and the existence of a fault structure is thought to be the cause of the anomaly in the form of overpressure."

"Tekanan abnormal sering terjadi dalam pemboran sumur eksplorasi, jika tidak diprediksi dengan baik maka dapat menyebabkan bencana seperti kick dan blow out. Identifikasi tekanan pori penting dalam industri untuk perencanaan dan pengembangan pengeboran selanjutnya. Penelitian ini berfokus pada analisis tekanan pori dengan zona berpotensi overpressure dan pembagian zona potensi drilling hazard. Pengolahan ini dibagi menjadi dua, yaitu pengolahan tekanan pori pada sumur dan penyebarannya menggunakan data seismik. Metode Eaton merupakan metode dasar tekanan pori yang dapat dilakukan tanpa data pengukuran langsung. Kemudian, akan dilakukan penyebaran tekanan pori pada data seismik dengan menggunakan neural network dibantu dengan data masukan inversi impedansi akustik dan beberapa data masukan lainnya. Penggunaan data tersebut dipilih karena cukup efektif dalam melakukan estimasi persebaran tekanan pori. Hasil analisis ini digunakan untuk memetakan penyebaran tekanan pori pada penampang seismik. Hasil yang didapat menunjukkan bahwa zona overpressure pada lapangan ini berada pada formasi Balikpapan dengan kedalaman 8475-9000 ft yang diamati dari ketiga sumur penelitian. Sedangkan pada formasi Mahakam dan kampung baru tidak terlihat adanya anomali tekanan pori yang signifikan. Penentuan zona dilakukan berdasarkan effective stress yang melibatkan log resistivitas dan log sonik. Karakterisasi tekanan pori dan penentuan zona pore pressure diharapkan dapat mengoptimalkan proses pengeboran dan pengembangan sumur lanjutan di daerah penelitian.......Abnormal pressure often occurs in exploration well drilling, and if not properly predicted, it can lead to disasters such as kicks and blowouts. Identifying pore pressure is crucial in the industry for planning and developing subsequent drilling operations. This study focuses on the analysis of pore pressure in zones with potential overpressure and the delineation of potential drilling hazard zones. The processing is divided into two parts: pore pressure analysis in wells and its distribution using seismic data. The Eaton method is a fundamental pore pressure method that can be performed without direct measurement data. Subsequently, pore pressure distribution on seismic data will be carried out using neural networks, supported by input data from acoustic impedance inversion and other inputs. This data is chosen for its effectiveness in estimating pore pressure distribution. The results of this analysis are used to map the pore pressure distribution on seismic sections. Based on the processing that has been done, it was found that the overpressure zone in this field is located in the Balikpapan formation at a depth of 8475-9000 ft, as observed from the three research wells. In contrast, the Mahakam and Kampung Baru formations did not show significant pore pressure anomalies. The zone determination was based on effective stress involving resistivity and sonic logs. Pore pressure characterization and zone determination are expected to optimize the drilling process and the development of subsequent wells in this study area."

"Salah satu parameter penting yang harus dicermati sebelum dilakukan pemboran sumur migas adalah besarnya tekanan di dalam formasi batuan yang akan dilakukan pemboran. Peristiwa kick, loss atau bahkan blowout pada lubang sumur dapat diantisipasi apabila prediksi tekanan pori dilakukan sebelum pemboran dimulai. Prediksi tekanan pori diperlukan untuk mendesain berat jenis lumpur yang digunakan dan lokasi kedalaman casing yang tepat untuk menghindari adanya overpressure pada lubang bor.Tesis ini akan membandingkan tiga jenis metode yang biasa digunakan dalam perhitungan prediksi tekanan pori, yaitu: Metode Equivalent Depth, Metode Eaton, dan Metode Bowers. Ketiga metode tersebut akan dilakukan pada data yang berasal dari sumur dan data seismik dari area Delta Niger untuk melihat perbandingan diantaranya.Hasil penelitian menunjukkan bahwa Metode Equivalent Depth dan Metode Eaton memiliki kemiripan hasil, karena menggunakan parameter input yang hampir sama namun algoritma yang berbeda. Metode Bowers menunjukkan hasil yang paling berbeda karena perhitungannya murni berdasarkan suatu persamaan empiris. Dari ketiga metode tersebut, untuk penelitian di area Delta Niger, Metode Equivalent Depth dan Metode Eaton dianggap paling baik untuk digunakan.

---

One important parameter that must be observed prior to the drilling of oil and gas wells is the amount of pressure inside the rock formations to be drilled. Events such as kick, loss, or even a blowout in the wellbore can be anticipated if the pore pressure prediction is made before drilling begin. Pore pressure prediction is required to design the density of mud used and the exact depth of right casing to avoid overpressure in the borehole.This study will compare three types of methods used in the calculation of pore pressure prediction, which is: Equivalent Depth Method, Eaton Method, and Bowers Method. The three method will be performed on data derived from the well and seismic data from the Niger Delta area to see the comparison between them.The results showed that the Equivalent Depth Method and Eaton Method have similar results due to the input parameters used are almost the same but with different algorithms. Bowers Method showed the most different results because the calculation is based purely on an empirical equation . Of the three methods, for research in the Niger Delta area, Equivalent Depth Method and Eaton Method are considered the best method to use."

"Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan tertua dengan tekanan pori tinggi di Indonesia. Penelitian dilakukan berfokus pada wilayah yang mengandung keberadaan hidrokarbon dengan kondisi tekanan tinggi (overpressure). Analisis pencarian zona hidrokarbon dilakukan menggunakan data sumur. Pengembangan eksplorasi untuk mencari cadangan minyak baru perlu dilakukan analisis tekanan pori agar proses pengeboran dapat dilakukan dengan optimum dan dapat mencegah dari kecelakaan kerja. Proses pengolahan pada penelitian ini dibagi menjadi dua, yaitu pengolahan terhadap data sumur yang digunakan untuk menentukan zona hidrokarbon dan besar tekanan pori pada area penelitian. Dalam mengolah data sumur, akan digunakan crossplot log untuk menentukan zona hidrokarbon dan menggunakan metode Eaton untuk mendapatkan estimasi tekanan pori. Selanjutnya adalah pengolahan data seismik yang akan digunakan dalam melakukan persebaran estimasi tekanan pori pada area penelitian. Pengolahan data seismik, akan dilakukan proses inversi untuk mendapatkan pemodelan kecepatan dan densitas serta inversi impedansi. Persebaran tekanan pori pada data sumur dilakukan dengan menggunakan neural network dengan masukkan data yang didapat dari hasil pengolahan data sumur dan data seismik. Berdasarkan pengolahan data yang telah dilakukan, didapatkan hasil bahwa Cekungan Jawa Timur memiliki tekanan tinggi dengan nilai tekanan pori melebihi tekanan hidrostatik. Zona overpressure ditemukan pada formasi Kujung I yaitu pada kedalaman 3725-3902 kaki dengan nilai tekanan pori 2334-2421 psi dan formasi Kujung II pada kedalaman 3975-4120 kaki dengan nilai tekanan pori sebesar 2592-2686 psi. Tekanan pori tinggi diduga karena hidrokarbon yang telah mencapai tingkat kematangan.......The East Java Basin is one of the oldest basins with high pore pressure in Indonesia. The research focuses on areas containing hydrocarbon presence with high-pressure conditions (overpressure). Analysis for hydrocarbon zones is conducted using well data. Exploration development to find new oil reserves requires an analysis of pore pressure to optimize drilling processes and prevent workplace accidents. The processing in this study is divided into two parts: processing well data used to determine hydrocarbon zones and the magnitude of pore pressure in the research area. When processing well data, a log crossplot will be used to identify hydrocarbon zones, and the Eaton method will be employed to estimate pore pressure. Subsequently, seismic data processing will be used to map the distribution of estimated pore pressure in the research area. Seismic data processing will involve inversion processes to obtain velocity and density modeling, as well as impedance inversion. Pore pressure distribution in well data will be conducted using a neural network, inputting data obtained from processing both well and seismic data. Based on the processed data, it was found that the East Java Basin has high pressure with pore pressure values exceeding hydrostatic pressure. Overpressure zones were identified in the Kujung I formation at depths of 3725-3902 feet with pore pressure values of 2334-2421 psi and in the Kujung II formation at depths of 3975-4120 feet with pore pressure values of 2592-2686 psi. The high pore pressure is suspected to be due to hydrocarbons reaching maturity levels."