Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Salah satu metode pemodelan reservoar untuk karakterisasi reservoar adalah pemetaan distribusi hidrokarbon reservoar seperti gas dengan seismik inversi menggunakan parameter elastik batuan sebagai parameter inversinya. RAKA field ditemukan sekitar tahun 1980 terdapat tiga formasi Belut, Gabus dan Arang. Formasi Arang adalah salah satu formasi penghasil gas dengan tipe reservoar batu pasir, dengan rata-rata ketebalan 70 ft pada lingkungan pengendapan terrestrial (low sinuousity channel) ke transitional lacustrinal deltaic system. Salah satu metodologi untuk memodelkan distribusi spasial dari properti reservoar adalah menggunakan elastik impendansi. Elastik impendasi merupakan kesamaan dengan AI untuk data non zero-offset dapat ditunjukkan dengan fungsi yang disebut elastik impedansi (EI). Fungsi ini merupakan generalisasi dari akustik impedansi untuk sudut datang yang bervariasi yang memberikan konsistensi dan kerangka kerja untuk mengkalibrasi dan menginversi data non zero-offset seismik seperti yang dilakukan AI pada zero-offset. Detail yang diinterpretasikan adalah formasi Arang pada struktur horizon top horizon A5_Horz dan bottom horizon A4_Horz. Dari analisa awal hasil ekstraksi RMS amplitudo volume near offset dan far offset menunjukkan adanya anomali AVO. Dengan melakukan cross plot antara AI dan EI normalisasi pada zona A5_Horz dan A4_horz pada data sumur menunjukkan perbedaan gradien antar zona gas dan zona non-HC dan cross over antara AI dan EI dengan penuruan nilai EI juga menunjukkan adanya gas. Pemodelan reservoar dilakukan dengan membandingkan inversi AI pada volume near offset dan inversi EI normalisasi pada volume far offset. Dari perbandingan tersebut didapatkan hubungan antara distribusi gas dengan anomali AVO pada indikasi awal dari ekstraksi RMS amplitudo. ......The success of prediction of reservoir modeling is the mapping of hydrocarbon reservoirs such as gas distribution using inversion elastic parameters of rocks. RAKA field found around the year 1980 there are three formations Belut, Gabus and Arang. Formation of Arang is one type of gas-producing formations of sandstone reservoirs, with an average thickness of 70 ft in terrestrial depositional environments (low sinuousity channel) to the transitional lacustrinal deltaic system. One methodology for modeling the spatial distribution of reservoir properties is to use elastic impendance. Elastic impendance is common with accoustic impedance for the non zero-offset data can be shown with the function called Elastic Impedance (EI). This function is a generalization of the acoustic impedance for varying angle which provides consistency and a framework for calibrating and data menginversi non-zero-offset seismic as the AI in the zero-offset. Details are interpreted is the formation of Arang on the horizon structure A5_Horz top and bottom horizon horizon A4_Horz. Initial analysis of the extracted RMS amplitude of the volume of near offset and far offset shows the AVO anomaly. Cross plot wells data of AI and EI normalization in between A5_Horz zone and A4_horz show different gradient gas bearing zone and non-HC bearing zone (background trend) and cross over of AI and EI with low EI values can showing gas present. Then modeling of reservoir is done by comparing the inversion of AI in the volume of near offset and inversion of EI normalization the far offset volume. Comparison of two volume invertion of AI and EI normalization showing the gas distribution showed AVO anomaly at the first indication of the RMS amplitude extraction.

Abstrak :
ABSTRAK
Daerah panas bumi ldquo;G rdquo; terletak di daerah Nusa Tenggara Timur. Indikasi adanya sistem panasbumi pada daerah ldquo;G rdquo; ditandai dengan kemunculan manifestasi permukaan berupa Fumarol dan mata air panas bersifat sulfat dan bikarbonat. Untuk mengidentifikasi geometri dan karakteristik reservoar maka dilakukan analisis geologi, geokimia dan geofisika. Hasil analisis geologi sistem panas bumi merpakan sisem kaldera, Analisis fluida kimia menunjukan daerah upflow ditandai dengan kemunculan Fumarol U dan Fumarol AH dengan mata air panas ULB-2, Wel dan WWR yang bersifat sulfat, daerah outflow ditandai dengan kemunculan mata air panas WBB1, WBB2, WCC, WMR, LMB, RWN, AD WRI yang bersifat bikarbonat. Geothermometer gas menunjukan temperatur reservoar pada daerah G berkisar 280oC. Analisis geofisika berupa inversi Magnetotellurik menunjukan lapisan clay cap dengan nilai resistivitas le; 10 ohm.m disekitar manifestasi fumarole U dan mata air panas Wel dan WWR dengan dekat permukaan dan menebal ke arah barat kaldera L. Lapisan reservoar berada dibawah clay cap dengan resistivitas 40 ohm.m - 80 ohm.m . Resistivitas tinggi ge; 350 ohm.m di identifikasi sebagai heat source. Forward modeling graviti terdapat densitas tinggi dengan nilai 2.85 gr/cc di identifikasikan sebagai batuan basemant, densitas rendah dengan nilai 2.2 gr/cc di identifikasikan sebagai batuan yang teralterasi melebar ke arah barat komplek L. Lapisan clay cap terbentuk di sekitar Fumarol U dan menebal ke bagian barat Kaldera L dengan ketebalan 500 meter sampai 2000 meter. Lapisan reservoar dengan dengan nilai restivitas 40 ohm.m - 80 ohm.m berada pada kedalaman 600 meter dengan updome berada di sekitar manifestasi U dan MAP ULB-2, Wel dan WWR. Luas prospek daerah G berdasarkan analaisis geologi geofisika dan geokimia adalah sekitar 16 km2.

---

ABSTRACT
Geothermal area G is located in the area of East Nusa Tenggara. Indication of the geothermal system in the area G is marked by the appearance of the surface manifestation such Fumaroles and hot springs are sulfate and bicarbonate. To identify the characteristics of the reservoir geometry and the analysis of geological, geochemical and geophysical. The results of the analysis of geological geothermal system merpakan sisem caldera, Analysis of the fluid chemistry shows the area upflow is marked by the appearance of Fumaroles U and Fumaroles AH with hot springs ULB 2, Wel and WWR nature sulfate, regional outflow is characterized by the appearance hot springs WBB1, WBB2 , WCC, WMR, LMB, RWN, AD WRI which is bicarbonate. Geothermometer gas reservoir in the area G showed temperatures 280 C. The Analysis geophysics data based on inversi MT identificated layer of clay cap with resistivity values le 10 ohm.m around manifestation Fumarole U and hot springs Wel and WWR with near surface and thicken to the west of the caldera L. reservoir layer under the clay cap with a resistivity of 40 ohm.m 80 ohm.m. High resistivity ge 350 ohm.m identified as a heat source. Forward modeling of gravity there is a high density with a value of 2.85 g cc is identified as a rock basemant, low density with a value of 2.2 g cc is identified as an alteration of rocks widened to the west complex L. Clay cap layer is formed around Fumaroles U and thicken to the west of the Caldera L with a thickness of 500 meters to 2000 meters. Reservoir layer with the value restivity 40 ohm.m 80 ohm.m located at a depth of 600 meters with updome be around manifestation ULB U and MAP 2, Wel and WWR. Broad prospects for the region G by analaisis geological geophysical and geochemical is approximately 16 km2.