Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Inversi seismik deterministik sudah banyak digunakan dalam lapangan eksplorasi dan pengembangan. Metode ini digunakan sebagai salah satu cara untuk karakterisasi reservoir dengan menghilangkan efek wavelet sehingga dapat membantu interpreter untuk memetakan struktur bawah permukaan dengan lebih baik. Akan tetapi, metode ini memiliki limitasi karena menggunakan impedansi rata-rata dari layer seismik dimana pada umumnmya nilai impendansi lebih kecil daripada impedansi data sumur sehingga dihasilkan model inversi yang tidak sesuai. Metode inversi stokastik menggunakan konsep geostatistikal, dimana variogram berperan penting dalam menghasilkan output yang sesuai. Pada inversi stokastik dihasilkan banyak realisasi inversi yang digunakan sebagai basis dalam analisis uncertainty, tiap realisasi akan sama pada tiap lokasi sumur yang digunakan namun akan berubah seiring dengan bertambahnya jarak spasial dari lokasi sumur. Metode inversi stokastik akan diaplikasikan pada lapangan gas K yang terletak di lepas pantai cekungan Bonaparte, Indoensia Timur. Data yang tersedia antara lain, sebagian dari 3D PSTM angle gather dengan luasan 1,300 km2, 3 sumur dengan data P-Sonic, S-Sonic, densitas, Gamma Ray, dan log resistivitas. Tambahan data berupa report komplesi dan report well testing tersedia untuk beberapa sumur. Lapangan gas K terletak pada undeformed continental margin Australia yang melampar kearah lndonesia, dimana secara geologi lapangan K terletak pada area Timur dari Sahul Platform dan memiliki struktur berupa tilted fault block. Lapangan ini memiliki reservoir batupasir formasi Plover yang tersaturasi gas dengan hidrokarbon kolom cukup signifikan, dimana reservoir terdeposisi pada lingkungan shallow marine pada umur Middle Jurasic. Target utama pada lapangan gas K merupakan struktural trap berupa horst block, tilted fault block yang berada dibawah sub-unconformity di umur Palaezoic. Penerapan metode inversi stokastik pada lapangan gas K menghasilkan kelebihan yang cukup signifikan dibandingkan dengan inversi deterministik. Reservoir pada lapangan gas K terdiri dari batupasir dengan persilangan shale tipis. Metode inversi stokastik dapat membedakan antara batupasir yang tersaturasi gas dengan intraformational shale tipis yang tidak teresolusi oleh seismik dan inversi deterministik. Hasil realisasi dapat digunakan untuk analisis uncertainty dengan probabilitas P10, P50, dan P90 dari facies yang dihasilkan. ......Deterministic seismic inversion method has been successfully used in various projects in exploration and development. This method enables the interpreter to get better understanding of subsurface by omitting the wavelet and tuning effects therefore quantitative reservoir properties can be generated. However, this method has significant limitation by generating average impedances of each layer, and the range of values is smaller than the impedance from the wells therefore the inversion will not produce results that are not within the calibration range. Stochastic seismic inversion is done by conditioning well data and reproducing spatially varying statistics using variogram which could overcome the deterministic limitation. This method generates multiple realizations of high-frequency elastic properties that are consistent with both seismic amplitude and well data. In such instances, stochastic seismic inversion method could provide the uncertainties associated with the models that have been generated. The proposed method is applied in K gas field which located in the offshore Bonaparte Basin, Eastern Indonesia. The available dataset for this work includes : part of PSTM 3D which cover 1,300 km2 in angle gather, and 3 wells with compressional sonic, shear sonic, density, gamma ray, and resistivity logs. Additional well completion and well testing reports are available for some wells. Geologically, the K field is located within relatively undeformed Australian continental margin that extends into Indonesian waters. It lies on the eastern extremity of the Sahul Platform and occupies a large tilted fault block bounded to the east and south by the Calder-Malita Grabens. This field contains a significant gas column, reservoired within shallow marine, highly mature, quartzose sandstone of the Middle Jurassic Plover Formation. Potential targets in the area may be large folds, horst blocks, tilted fault blocks ad sub-unconformity traps in the Palaeozoic section. The application of stochastic seismic inversion showed significant benefits compared to deterministic especially in K gas field where the reservoirs are stacked sandstone with intra-formational shale. Some of the reservoir and all the intraformational shales are below seismic resolution. Stochastic seismic inversion able to distinguish those features, in addition the inverted volumes with multiple realizations with ranking criteria for P10, P50, and P90 of facies could be utilized to reduce the risk associated with exploration plan and field development."

"Sebaran porositas pada batugamping terumbu di formasi Baturaja yang tidak seragam mengakibatkan perubahan signifikan pada sifat akustik batuan secara vertikal dan horizontal. Selain itu, data seismik yang tersedia hanya memiliki kandungan frekuensi dominan sebesar 12 Hz dan tidak memadai untuk meresolusi perubahan facies secara mendetail. Limitasi yang ada membuat karakterisasi reservoir pada batugamping terumbu di Formasi Baturaja sangat rumit. Inversi Stokastik dilakukan untuk menghasilkan impedansi akustik dengan frekuensi tinggi dan resolusi lebih detail. Data yang digunakan dalam penelitian adalah data seismik tiga dimensi post stack migration (3D PSTM) dan empat data sumur yang memiliki data log sonic, density, gamma ray, porosity dan saturasi air. Analisa tuning thickness pada data seismik yang tersedia menunjukkan bahwa inversi deterministik hanya dapat mengidentifikasi ketebalan reservoar hingga 52 m. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan adanya hubungan linear antara impedansi akustik dan porositas batuan dengan korelasi sebesar 0.82. Klasifikasi fasies dilakukan untuk mendelineasi zona pay dan non-pay. Ketebalan zona pay bervariasi antara 2 hingga 75 m dengan ketebalan 75 m di satu sumur serta 2 m di sumur lainnya. Analisis perbandingan antara hasil inversi deterministik dan inversi stokastik telah dilakukan. Hasil inversi stokastik menunjukkan karakterisasi perubahan porositas pada batuan karbonat Baturaja dapat diamati dengan lebih baik. Terlebih lagi metode inversi stokastik dapat mendelineasi zona pay pada Formasi Baturaja hingga ketebalan 2 m.......Random porosity distribution of reef in the Baturaja formation significantly effects the vertical and horizontal acoustic properties. Furthermore, the existing seismic data has only 12 Hz of dominant frequency and it causes inadequate characterization of facies variation. Those limitations affect complicated reservoir characterization of reef in the Baturaja formation. Stochastic Inversion was conducted for resulting in detailed highfrequency acoustic impedance. This research used three-dimensional post stack migration (3D PSTM) seismic data and four wells including sonic, density, gamma ray, effective porosity, shale volume and water saturation log data. Tuning thickness analysis of seismic data indicates that the model-based seismic inversion can only identify reservoirs with a minimum thickness of 52 m. Sensitivity analysis result indicates that there is a linear relationship between the acoustic impedance and effective porosity with a 0.82 correlation coefficient. Facies classification was carried out to delineate pay and non-pay zones. Pay zone thickness varies from 2 – 75 m with the thickest pay zone is 75 m in one well and 2 m in another well. The comparison between model-based and stochastic seismic inversion result is presented. The result of stochastic inversion shows a significant refinement in characterizing porosity changes of carbonate reservoirs. In addition, the method is also able in delineating thickness up to 2 m pay zones in the Baturaja formation."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon di Indonesia. Tipe perangkap hidrokarbon yang berkembang selain perangkap struktural ada juga perangkap stratigrafi, dimana properti batuannya akan berbeda-beda secara lateral Pemodelan seismik inversi stokastik adalah inversi seismik dengan metoda geostatistik, dimana statistik dari data log sumur pemboran di integrasikan ke data seismik sehingga memberikan gambaran yang lebih baik mengenai karakterisasi reservoarnya. Kemudian data-data tersebut digunakan untuk mengestimasi properti batuan ditempat lainnya.Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa peta probabilitas hidrokarbon baik pada horison A, B maupun C, mengindikasikan tingkat peluang mendapatkan hidrokarbon yang cukup tinggi dan mempunyai pola seperti pola struktur antiklinnya. Peta-peta probabilitas ini dapat digunakan untuk membantu pengembangan lapangan, dimana dapat dicari arah peningkatan nilai probabilitas hidrokarbonnya. Namun demikian hasil penelitian ini tidak dapat berdiri sendiri dan harus dibantu dengan data dan penelitian lainnya untuk memperkecil resiko eksplorasi lapangan minyak.......South Sumatera basin is one of proven hydrocarbon's basin in Indonesia. This basin has various type of hydrocarbon?s trap, both structural and stratigraphic type, which have different reservoir properties laterally. Stochastic seismic inversion is a seismic inversion that using geostatistic method on its process, where the result of statistical analysis from well log data will be integrated to seismic data, to have a better reservoir characterization. Based on that model, we can estimate the reservoir properties for other place outside the well.The result of this study showing that, the hydrocarbon?s probability maps on horizon A, B and C indicating high probability of hydrocarbon in this area and usually have a pattern like its structural trap, in this case is an anticline structure. This hydrocarbon's probability maps can be useful to assist on field?s development, where we can investigate the distribution of hydrocarbon?s probability to find the direction of field's development. However, this study should be supported by other data and other research to minimize the risk on hydrocarbon's exploration."

"Metode seismik refleksi merupakan metode yang biasa digunakan untuk memetakan kondisi bawah permukaan bumi, terutama dalam keperluan eksplorasi hidrokarbon. Reservoir dapat dievaluasi menggunakan metode seismik inversi, yaitu salah satu metode yang mampu mengolah data seismik hingga menghasilkan nilai Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI) pada batuan di bawah permukaan bumi. Namun, metode seismik inversi terkadang menghasilkan respon yang tidak unik dan dapat menghasilkan respon yang beragam, sehingga diperlukannya ada analisis lebih lanjut. Secara geostatistik, metode inversi dilakukan dengan metode stokastik yang mampu memberikan hasil dengan tingkat akurasi dan korelasi tinggi. Hasil inversi stokastik yang dilakukan akan menghasilkan parameter fisis Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI), yang bisa digunakan juga untuk mendapatkan nilai VP/VS Ratio. Sebaran hidrokarbon dianalisis berdasarkan kombinasi hasil inversi geostatistik AI dan SI yang dianalisis dalam bentuk model dan peta. Nilai AI tinggi (20000 - 25000 g/cc m/s) dan Vp/Vs tinggi (2,8 – 3,2) berasosiasi dengan keberadaan hidrokarbon dalam reservoir dengan porositas antara 0.25-0.35.......The seismic reflection method is a method commonly used to map subsurface conditions, especially for hydrocarbon exploration purposes. Reservoirs can be evaluated using the inversion seismic method, which is a method capable of processing seismic data to produce Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) values in rocks below the earth's surface. However, the inversion seismic method sometimes produces a response that is not unique and can produce multiple responses, so that further analysis is needed. Geostatistically, the inversion method is carried out with the stochastic method which is able to provide results with high levels of accuracy and correlation. The results of the stochastic inversion will produce physical parameters of Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI), which can also be used to obtain the VP / VS Ratio value. The distribution of hydrocarbons is analyzed based on the combination of AI and SI geostatistical inversion results that are analyzed in the form of models and maps. High AI values (20000 - 25000 g / cc m / s) and high Vp / Vs (2.8 - 3.2) are associated with the presence of hydrocarbons in the reservoir with porosity between 0.25-0.35."