Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"[Lapangan ARA yang terletak di lepas pantai Delta Mahakam modern merupakan lapangan penghasil gas yang berproduksi sejak 2008 hingga sekarang. Sesar Utama yang merupakan sesar normal berorientasi NNE-SSW dengan kemiringan relatif ke arah Timur memisahkan Lapangan ARA menjadi dua panel: Panel Barat dan Panel Tengah. Studi konklusif mengenai sifat sekatan sesar utama inidiperlukan dalam optimisasi pemodelan geologi dan kelanjutan pengembangan lapangan. Studi internal telah menggunakan interpretasi horizon dan sesar dari seismik 3D beserta data log sumur sebagai dasar utama pembuatan model struktur, fasies, dan petrofisik Lapangan ARA. Prediksi SGR (shale gouge ratio), permeabilitas batuan zona sesar (Kf), dan fault-rock capillary pressure (FRPc) adalah parameter-parameter utama yang digunakan dalam analisis sifat sekatan sesar. Parameter-parameter tersebut di kalibrasi menggunakan analisis reservoir statik dan dinamik berdasarkan data pengukuran tekanan reservoir. Analisis sekatan Sesar Utama Lapangan ARA menghasilkan batas nilai parameter sekatan untuk zona sesar bersifat tersekat, yaitu SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, dan FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Variasi kapasitas sekatan sesar dikontrol lebih dominan oleh faktor penyebaran reservoir juxtaposition dibandingkan faktor penyebaranatribut fault throw. Peningkatan perbedaan tekanan reservoir saling kontak antar panel hingga melebihi kapasitas sekatan sesar akibat produksi intensif, menjadi penyebab kebocoran sesar;ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, is producing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study about the sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geology model and future field development. Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARA Field. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rock capillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research. Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysis based on available reservoir pressure data. ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzed parameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Fault sealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoir juxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across fault differential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault seal threshold capability is interpreted as the main cause of fault leak., ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, isproducing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study aboutthe sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geologymodel and future field development.Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARAField. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rockcapillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research.Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysisbased on available reservoir pressure data.ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzedparameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Faultsealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoirjuxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across faultdifferential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault sealthreshold capability is interpreted as the main cause of fault leak.]"

"Lapangan X berada pada Cekungan Jawa Barat Utara dengan stratigrafi yang apabila diurutkan dari usia tua ke muda adalah Basement Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Cibulakan dan Formasi Parigi. Terdapat empat buah sumur yang menjadi pusat penelitian pada lapangan ini. Perhitungan mengenai efektivitas sumur sendiri dilakukan dengan mengidentifikasi konektivitas reservoir yang terpisahkan oleh adanya patahan. Patahan sendiri dapat berlaku sealing maupun leaking, dilihat dari berbagai properti patahan yang dapat dijadikan parameter dalam indikasi sealing ataupun lsquo;leaking. Adapun hasil dari Fault-Seal Analysis yang telah dilakukan adalah keempat sumur tersebut memiliki persebaran vshale yang cukup tinggi dimana sumur PDM-01 memiliki vshale pada kisaran nilai 0.5 pada bagian atas dan menurun persentasenya menjadi 0.1 pada bagian bawah. Sumur PDM-02 memiliki vshale yang beragam, rendah di bagian atas yaitu sebesar 0.1 namun tinggi di bagian bawah yaitu sebesar 0.9-1. Sumur PDM-03 memiliki vshale yang beragam namun cenderung rendah, mulai dari vshale dengan persentase 0.1 hingga 0.5. Sumur PDM-04 memiliki vshale yang beragam dan cenderung rendah, yaitu berkisar antara 0.1-0.5.

---

Field X is located at the North West Java Basin with Basement, Talang Akar Formation. Baturaja Formation, Cibulakan Formation, Parigi Formation sorted based on the geological age. There are four wells those are being considered here. The calculation about the effectivity of the wells are done by identifying the reservoir connectivity those are separated by faults. Faults might be sealing or leaking, considered by the fault properties as the parameters. The results of the Fault Seal Analysis done to the four wells are they have a high vshale distribution where PDM 01 has 0.5 at the top of the well and decreasing to 0.1 at the bottom. PDM 02 has vshale distribution variation 0.1 at the top and 0.9 1 at the bottom. PDM 03 has vshale distribution variation and tend to have a low value 0.1 0.5. PDM 04 has shale variations and with a low value tendency 0.1 0.5."

"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."

"ABSTRAKKompartemen reservoar Lapangan Tamiang, Cekungan Sumatera Utara telah ditentukan berdasarkan analisis sekatan patahan. Lapangan Tamiang adalah lapangan tua yang menerapkan Oil Recovery Enhanced (EOR). EOR merupakan teknik untuk meningkatkan produksi dengan salah satu tekniknya adalah injeksi waterflooding. Analisis sekatan patahan menjadi informasi yang penting untuk melakukan injeksi waterflooding. Tujuan dari tesis ini adalah untuk menyelidiki karakteristik tiap patahan dalam hal sekatan tertutup atau terbuka dengan throw, shale gouge ratio (SGR), weight SGR, dan juxtaposisi. Tahapan analisis yang dilakukan adalah normalisasi gamma ray untuk mendapatkan volume shale, kemudian menganalisis sifat patahan dengan menggunakan Allan Diagram, lalu melakukan transmisibilitas multiplier, dan menambahkan parameter bulk modulus. Analisis kemudian divalidasi dengan sumur produksi dan injeksi. Patahan yang dianalisis berjumlah 23 patahan dengan dua perbedaan dipping, salah satu dipping ke barat laut dan yang lainnya ke arah tenggara. Kemudian, hasil dari arah patahan adalah sinistral dengan arah dari barat laut ke tenggara. Hasil penelitian menunjukkan bahwa lima kompartemen telah diidentifikasi, yang dibatasi oleh empat struktur utama. Sekatan patahan tertutup dan terbuka berbeda tiap layer zone. Pada zona 400 dan 560 patahan umumnya merupakan sekatan patahan tertutup. Untuk zona 600, 770 dan 800, patahan lebih dominan sekatan patahan terbuka. Zona 400, 560 dan 600, bulk modulus, zona patahan terbuka berada di barat daya. Sedangkan zona 770 dan 800 berada di timur laut. Adanya oblique patahan dan throw yang membuat perbedaan patahan tertutup dan patahan terbuka tiap layer berbeda. Hubungan antara karakter patahan (SGR, WSGR, throw, juxtaposisi), bulk modulus dan transmisibilitas menunjukkan adanya hubungan saling terintegrasi.

---

ABSTRACTThe reservoir compartments of Tamiang field, North Sumatra Basin has been properly determined based on the Sekatan fault analysis. Tamiang field is a mature field and have been stage of secondary recovery. Therefore, Tamiang field needs strategy to enhance production by applying Enhanced Oil Recovery (EOR). One of the EOR techniques is waterflooding, which is intended to mantain reservoir pressure and increase the oil recovery. Thus, the fault seal analysis become significant information in performing water flooding. The objective paper is to investigate the characteristic of fault in term of fault sealing or fault leaking by analyzing the throw, shale gouge ratio (SGR), weigth SGR, and juxtaposition. All these parameters are associated with fault sealing and non fault sealing zone, which is used as basis to determine water flooding, and making reservoir compartement. Phase of analysis are normalization gamma ray to estimate shale volume, then using Allan diagram to analyze behavior of faults, transmissibility multiplier and the next adding parameter of bulk modulus. Then the analysis is validated with production and injection wells. Taming field has 23 faults with two difference dipping, one dipping to northwest and the other to south east. Thus, the fault direction is sinistral with direction from northwest to south east. The result shows that four compartments have been identified, which is bounded by three main structure. Fault sealing and fault leaking are different from each layer zone. In zones of 400 and 560, faults are generally fault sealing. For zones 600, 770 and 800, more dominant fault leaking. Zones 400, 560 and 600, bulk modulus of fault sealing zones are in the southwest. While zones 770 and 800 are in the northeast. The existence of oblique faults and throws that make the difference fault sealing and fault leaking each layer differently. The relationship between the fault properties (SGR, WSGR, throw, juxtaposition), bulk modulus and transmissibility indicate an integrated relationship."