Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Metode litologi seismik bertumpu pada amplitudo gelombang-gelombang seismik yang dipantulkan oleh bidang batas antar lapisan. Litologi seismik menghasilkan penampang pseudosonic log, pseudo velocity atau impedansi akustik yang merepresentasikan litologi lebih baik dari pada seismik struktur.Amplitudo dari sinyal seismik terpantul tergantung pada variasi impedansi akustik yang merupakan hasil kali kecepatan dan densitas. Sehingga perubahan pada salah satu parameter tersebut, kecepatan atau densitas batuan akan berkontribusi pada variasi respon seismik dari reservoar.Litologi dan ketebalan reservoar serta sejumlah sifat petrofisika batuan seperti porositas dan saturasi fluida dipengaruhi kedua parameter tersebut. Oleh karena itu untuk mengestimasi sifat-sifat petrofisika batuan dengan menggunakan data seismik harus mengkuantisasi kontribusi masing-masing parameter petrofisika pada pengukuran akustik.Metoda ini digunakan untuk mengestimasi parameter petrofisika reservoar migas dari data seismik sehingga disebut sebagai 'Seismically guided reservoir characterization di luar sumur pengeboran.Geostatistik merupakan framework yang mengkombinasikan sample yang terdistribusi secara spatial, berdasarkan atas data log sumur dan data seismik. Yang berguna untuk estimasi yang akurat dari reservoar properties dari ketidakpastian dari model reservoar.Dalam geostatistik mapping teknik ini berdasarkan atas Kriging, Regresi Linear dan Cokriging untuk memberikan kontribusi berdasarkan informasi petrofisika batuan yang diperoleh dari log sumur dan arah spatial dari seismik attribute. Secara garis besar teknik geostatistik untuk mengkombinasikan informasi petrofisika dan data seismik.Dengan geostatistik pada situasi dengan minimal kontrol data, dapat memprediksi karakteristik reservoar dengan lebih baik dibandingkan dengan mapping standard.

---

Seismic Lithology method was introduced in the 1970's was based on amplitude of the seismic waves reflected by the subsurface interfaces. Seismic lithology generates pseudo sonic log, pseudo velocity log or acoustic impedance time section which represents the lithology better than the seismic structure. By using this method it is possible to estimate the petrophysical properties of the reservoir rocks from seismic data. Furthermore it is possible to estimate the reservoir parameters from seismic data. This approach enables to implement a new method which referred to as seismically guided reservoir characterization in the zones outside the borehole.

The amplitudes of reflected seismics signals depend primarily on variations in acoustic impedance. Changes in either rock velocity or density will contribute to variations in the seismic response of the reservoir. A number of petrophysical properties, such as porosity, fluid saturation affect both rock velocity and density. To estimate reservoir properties using seismic data it is necessary to quantify the respective contribution of each petrophysical parameter to the acoustic measurements.

A series of laboratory P wave and S wave measurement has been conducted on limestone core samples from Baturaja limestone reservoir. By using the laboratory acoustic measurement data to support seismic derived porosity and fluid saturation determination in the reservoir. Several parameters have been derived from transit time data such as P and S wave velocities, Poisson ratio. To provide relationship between fluid saturation, porosity, P wave velocity and Poisson ratio, and modify acoustic impedance, crossplots between the parameters have been generated using a combination of laboratory acoustic measurement on core samples and mathematic modelling.

A geostatistical technique integrating well and seismic data has been studied for mapping porosity in hydrocarbon reservoirs. The most important feature of the cokriging method is that it uses spatial correlation functions to model the lateral variability of seismic and porosity measurements in the reservoir interval.

Cokriging was tested on a numerically simulated reservoir model and compared first with kriging, then with a conventional least squares procedure relying only on local correlation between porosity and acoustic impedance. As compared to kriging, the seismically assisted geostatistical method detects subtle porosity lateral variations that cannot be mapped from sparse well data alone.

As compared to the standard least squares approach, cokriging provides not only more accurate porosity estimates that are consistent with the well data. Using seismically derived acoustic impedances, cokrigging also was applied to estimate the distribution of porosity in limestone reservoir."

"ABSTRAKStudi yang dilakukan dalam penelitian ini untuk menganalisis multiatribut dari data seismik dan data log dalam mengidentifikasi litologi bawah permukaan, terutama dalam mengidentifikasi penyebaran sourcerockpada suatu daerah target tertentu. Metode multiatribut dalam penelitian ini dilakukan untuk memprediksi log vshaleyang diturunkan dari log resisitivity. Untuk mendapatkan gambaran distribusi sifat fisik batuan di bawah permukaan, maka hubungan antara data log dengan data seismik dapat membantu menghasilkan volume sebaran sifat fisik batuan yang tadinya hanya didapat dari tempat yang memiliki data log hingga menjadi sebaran pada seluruh area yang terdapat data seismik. Kemampuan neural network untuk mengenali pola dan menemukan hubungan non linear antara data seismik, data multiatribut dan sifat fisik batuan dari data log dimanfaatkan untuk mendapatkan sebaran sifat fisik batuan pada volume seismik dengan mengacu pada data log. Aplikasi geostatistik digunakan untuk mendapatkan model distribusi spasial di mana hasil dari prediksi volume shale dipakai sebagai data sekunder sedangkan data dari lubang sumur digunakan sebagai data primer, sehingga diharapkan mendapatkan kemenerusan secara lateral.

---

ABSTRACTThe Study conducted in this research to analyze the multi attributes of seismic data and log data in identifying subsurface lithology, especially in identifying sourcerock deployment in a given target area. Multi attributes method in this research is done to predict log vshale derived from log resistivity. To obtain a description of the distribution of the physical properties of rocks below the surface, the relationship between log data and seismic data can help to generate volume distribution of physical properties of rocks that were only obtained from places that have log data to be distributed in all areas of seismic data. The ability of neural networks to recognize patterns and find nonlinear relationships between multi attribute data seismic data and the physical properties of rocks from log data are utilized to obtain the distribution of physical properties of rocks at seismic volumes with reference to log data. The geostatistical application is used to obtain spatial distribution model where the result of the shale volume prediction is used as secondary data while the data from the wellbore is used as the primary data, so it is expected to obtain lateral generation."

"Jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon dapat dikaji dengan melakukan perhitungan cadangan. Salah satu cara untuk mendapatkan nilai pretorian cadangan hidrokarbon adalah dengan memodelkan reservoar pada lapisan interest dari sebuah lapangan penghasil hidrokarbon. Daerah penelitian lapangan FIAN berada pada Sub-Cekungan Jambi yang secara regional termasuk wilayah Cekungan Sumatera Selatan. Fokus penelitian berada pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 yang merupakan zona reservoar pada lapangan FIAN. Model berbasis data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, dan peta struktur sebagai input dalam memodelkan reservoar dengan pendekatan geostatistik stokastik. Pemodelan fasies menggunakan metode SIS (Sequential Indicator Simulation) sedangkan pemodelan properti petrofisika menggunakan metode SGS (Sequential Gaussian Simulation). Pemodelan properti petrofisika terdiri dari pemodelan porositas, saturasi air, dan NTG (net to gross). Dari analisis fasies seismik menunjukkan bahwa lapangan FIAN berada pada lingkungan pengendapan marine atau delta yang sifatnya tenang. Lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki karakteristik reservoar yang baik karena memiliki nilai properti petrofisika optimal yaitu porositas 20-30%, saturasi air 50-70%, dan NTG 70-90%. Berbasis peta isopach lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki ketebalan rata-rata berturut-turut 49,34 meter dan 26,30 meter. Proses perhitungan cadangan minyak dapat dilakukan dengan memodelkan STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) yang pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki nilai 64 x 106 m3. Terdapat respons hidrokarbon yang baik pada lapisan tersebut di sebelah baratdaya lapangan FIAN.

---

The amount of oil and gas production from a hydrocarbon producing field can be assessed by making a reserve calculation. One of many ways to obtain an estimated value of hydrocarbon reserves is modeling the reservoir in the interest layer of a hydrocarbon producing field. The FIAN field research area is in the Jambi Sub-Basin which is regionally included in the South Sumatra Basin. The research focus is on the Sand 1 and Sand 2 layers which are reservoir zones in the FIAN field. The model based on seismic data and well data which in processing produces geological marker, and structure maps as input in modeling the reservoir with stochastic geostatistical approach. Facies modeling is using the SIS (Sequential Indicator Simulation) method while petrophysical property modeling is using the SGS (Sequential Gaussian Simulation) method.

Petropyhsical property modeling consists of porosity, water saturation, and NTG (net to gross). From the analysis of seismic facies shows that the FIAN field is in a marine or delta deposition environment with tranquil condition. Sand 1 and Sand 2 layers have good reservoir characteristics because it has optimal petrophysical values i.e. 20-30% porosity, 50-70% water saturation, and 70-90% NTG. Based on isopach maps, Sand 1 and Sand 2 layers has an average thicknesses of 49,34 meters and 26,30 meters consecutively. The process of calculating oil reserves can be done by modeling STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) which at the Sand 1 and Sand 2 layers has a value of 64 x 106 m3. There is a potential hydrocarbon response in that layers at southwest of the FIAN field."

"Penelitian Tesis ini dilakukan pada reservoar batupasir MX dari Formasi Pematang Lapangan M Cekungan Sumatera Tengah. Tujuan penelitian ini adalah untuk menentukan metode geofisika yang tepat untuk karakterisasi reservoar batupasir yang keras (tight), membangun model properti reservoar, menghitung sumberdaya minyak yang terkandung dan menentukan usulan titik sumur pengembangan. Reservoar batupasir Formasi Pematang dikategorikan sebagai batupasir keras karena nilai porositas dan permeabilitas yang cukup rendah (permeabilitas 8 mD) sehingga Metode Inversi Acoustic Impedance (AI) kurang representatif untuk menyebarkan facies reservoar tersebut. Hal ini dikarenakan nilai AI reservoar masih tumpang-tindih dengan nilai AI litologi non-reservoar. Selain itu, secara geologi Formasi Pematang cukup kompleks dari sudut pandang stratigrafi dan struktur. Oleh karena itu, dilakukan analisa cross-plot data elastisitas batuan: data Lamda-Rho, Mu-Ro, Lamda-Mu, Gamma Ray dan Poisson Impedance (PI). Dari crossplot tersebut beberapa parameter elastik batuan dapat diterapkan untuk karakterisasi tight reservoir seperti Mu-Rho, PI dan Gamma Ray. Namun demikian penelitian ini fokus pada Metode PI sebagai metode penyebaran reservoar karena nilai PI 9500-9899 (ft/s*g/cc) berhasil digunakan sebagai pemisah (cut-off) reservoar pada hasil inversi data seismik 3D. Hasil Inversi PI dijadikan sebagai masukan dalam pembuatan model facies geologi dan trend control pembuatan model properti. Kemudian, dilakukan pemodelan properti reservoar misalnya model porositas, model NTG dan model saturasi air dengan Pendekatan Geostatistik dengan data masukan hasil analisa petrofisika sumur. Hasil penelitian menyimpulkan bahwa reservoar MX diendapkan pada lingkungan fluvial delta plain debris bagian dari lingkungan danau purba dan sumberdaya minyak yang terkandung sebanyak 26.78 MMstb. Usulan lokasi sumur pengembangan sebaiknya diletakkan di sekitar lokasi sumur M#2 yaitu di bagian BaratLaut dan Tenggara dari lokasi sumur M#2 agar sumur pengembangan tersebut berhasil menemukan minyak.

---

Thesis research was performed at MX sandstone of Pematang Formation in the M Field, Central Sumatera Basin. The objectives of the research are to find applicable geophysics method to characterize tight sandstone reservoir, build reservoir property models, calculate oil resources and determine development well locations. Pematang Formation sandstone reservoir is categorized as tight sandstone since its porosity and permeability (8 mD) value is low, hence Acoustic Impedance Inversion (AI) is not representative for sand distribution. It is caused by overlapping value of AI between tight sands and its shale lithology. Additionally, the Pematang Formation is quite complex in term of stratigraphy and structure. Therefore, it was conducted reservoir elastic properties: Lamda-Rho, Mu-Rho, Lamda-Mu, Gamma-ray and Poisson Impedance. Based on the cross-plot some those properties can be applied for the oil tight sand characterization like PI, Mu-Rho and Gamma-ray. Nevertheless, the research chose PI Method as a tool to distribute tight sand with PI cut-off 9500-9899 (ft/s*g/cc). This value was implemented into 3D seismic data for tight sand facies mapping. The result of PI was dedicated as an input for facies modeling and a trend control in creating property model. Then, reservoir properties were modeled using Geostatistic Method to create porosity, NTG and water saturation model with input from petrophysic analysis. Result of the study concludes that the MX reservoir was deposited as a fluvial delta plain debris of paleo-lacustrine and has oil resources, is about 26.78 MMstb. Development wells location proposal should consider this input and put wells nearby M#2 well location namely at NorthWest and SouthEast from M#2 well location in order to get successful drilling."