Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan “X” yang terletak pada bagian tenggara New Orleans, Louisiana, Amerika Serikat merupakan cekungan yang termasuk pada kompleks Gulf of Mexico. Cekungan ini berjenis cekungan margin divergen yang dicirikan oleh tektonik retakan ekstensional dan patahan bertipe wrench fault yang memiliki potensi hidrokarbon yang besar. Analisis petrofisika menjadi indikator pendukung untuk mengetahui paramater fisik batuan seperti volume lempung, kejenuhan air, porositas, dan permeabilitas dimana lapisan reservoir batu pasir yang teridentifikasi menunjukan keberadaan akumulasi hidrokarbon gas pada sumur Well_1. Data seismik 3D yang terdiri dari 14.500-15.000 Inline dan 1.500 – 1.580 Xline dengan luas area cakupan seluas +- 2 km2 yang menunjukkan kondisi perlapisan secara vertikal dan lateral dan sebuah data sumur yang menunjukkan karakteristik batuan bawah permukaan daerah penelitian. Berdasarkan hasil dari penilitian pada lapangan “X” yang terletak pada cekungan sebelah utara Gulf of Mexico, menunjukkan bahwa persebaran reservoir batupasir formasi Cotton Valley dan Hosston dengan nilai impedansi akustik rendah berada di tengah daerah penelitian yang menunjukan bidang perlapisan yang terlihat seperti membaji atau unconformity, memiliki stratigraphic trap pada batuan lempung yang sangat kompak namun brittle (formasi Bossier). Metode inversi post-stack seismik 3D berhasil menunjukan respon nilai impedansi akustik rendah yang secara keseluruhan berkisar antara 6300 – 6800 m/s*g/cc pada line seismic 3D Inline 14770, xline 1528, dan xline 1530 serta tampilan 3D yang mengindikasikan persebaran lapisan reservoir yang tersaturasi oleh hidrokarbon.

---

Basin "X" which is located in the southeastern part of New Orleans, Louisiana, United States is a basin that belongs to the Gulf of Mexico complex. This basin is a divergent margin basin which is characterized by extensional fracture tectonics and a wrench fault type fault which has a large hydrocarbon potential. Petrophysical analysis is a supporting indicator to determine rock physical parameters such as clay volume, water saturation, porosity, and permeability where the identified sandstone reservoir layer shows the presence of gas hydrocarbon accumulation in Well_1 well. 3D seismic data consisting of 14,500-15,000 Inline and 1,500 – 1,580 Xline with a coverage area of +- 2 km2 which shows the condition of layering vertically and laterally and a well data showing the characteristics of the subsurface rock of the study area. Based on the results of research on the "X" field which is located in the northern basin of the Gulf of Mexico, it shows that the distribution of the Cotton Valley and Hosston formation sandstone reservoirs with low acoustic impedance values is in the middle of the study area which shows the bedding plane that looks like wedge or unconformity, has a stratigraphic trap in very compact but brittle clay rocks (Bossier formation). The 3D seismic post-stack inversion method has successfully shown a low acoustic impedance response, which overall ranges from 6300 – 6800 m/s*g/cc on the 3D Inline 14770 seismic line, xline 1528, and xline 1530 as well as 3D views indicating the distribution of reservoir layers saturated by hydrocarbons."

"Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi resevoir dengan menggunakan metode inversi sparse spike pada daerah Boonsville. Hasil dari karakterisasi reservoir ini menunjukkan bahwa dengan menggunakan data log, di interval Caddo dapat dipisahkan antara batuan reservoir dan non reservoir (shale terhadap sand/limestone) pada domain P-impedan, sedangkan pada interval Davis terdapat overlap antara shale dan sand. Pada interval Caddo digunakan cut-off P-impedan sebesar 37000 gr/cc ft/s untuk memisahkan antara shale dan sand/limestone. Dengan menggunakan cut-off 37000 gr/cc ft/s dilakukan body capturing hasil inversi sparse spike pada interval Caddo. Hasil body capturing kemudian diinterpretasikan adanya sistem delta dari arah timur ke utara, distributiary channel kearah utara dan shelf di bagian barat.

---

Reservoir characterization using sparse spike inversion was performed on Boonsville field, Texas to distinguish between reservoir and non reservoir rock. From the log data, separation between reservoir and non reservoir rock (sand/limestone and shale) can be distinguished in the P-impedance domain in the Caddo interval, while in Davis, sand and shales are overlaped. P-impedance cut-off 37000 gr/cc ft/s is used to separate between shale and sand/limestone in Caddo interval. Body capturing technique using P-impedance cut-off 37000 gr/cc ft/s was performed in Caddo interval from the result of sparse spike inversion. The final result of body capturing is interpreted as deltaic system from east to north, distributiary channel from east to north and shelf in the west."

"Metode Inversi Seismik banyak digunakan untuk mengidentifikasi reservoar minyak dan gas bumi dengan data Impedansi Akustik (IA), yang merupakan korelasi antara data seismik dan data sumur. Permasalahan yang ada pada metode inversi seismik adalah resolusi nilai IA hanya pada satu titik-titik tertentu, sedangkan untuk mendapatkan nilai keseluruhan secara obyektif dibutuhkan metode yang dapat mengestimasi nilai ke arah vertikal dan lateral. Metode yang digunakan untuk estimasi ini adalah geostatistik. Dengan mengkombinasikan data sumur dan data seismik, kita akan mengintegrasikan konsep inversi seismik dan geostatistik untuk memetakan penyebaran reservoar yang lebih akurat. Pada studi ini inversi seismik menggunakan modul strata sedangkan teknik geostatistik menggunakan modul ismap. Kedua modul tersebut merupakan modul yang ada pada software Hampson Russell. Teknik integrasi ini mengaplikasikan data seismik 3D yang berada dalam cakupan inline 119 dan X-line 81. Data sumur yang digunakan adalah 13 sumur yang memiliki log densitas dan log sonic. Tujuan dari studi ini adalah menganalisa dan membandingkan hasil impedansi akustik dari kedua metode tersebut sama lain. Hasil yang diperoleh nilai penyebaran impedansi akustik inversi seismik lebih akurat dibandingkan geostatistik. Dengan mengkombinasikan hasilnya, akan lebih mudah memahami penyebaran impedansi akustik dengan data sumur yang terbatas. Bagaimanapun juga secara umum pola penyebaran dari kedua metode tersebut memiliki persamaan.

---

Seismic Inversion method has been applied to identify oil and gas reservoir characteristic by using Acoustic Impedance (AI) data, which can be used to correlate between seismic and well data. However, the seismic inversion is very dependent on the well log constraint, which is commonly distributed in sparse area. In order to combine the two data sets (well and seismic), we integrate the power of seismic inversion and the geostatistic concept to map the reservoir distribution more accurate.

In this study the seismic inversion is performed by using strata module, while the geostatistic technique is carried out by using ismap module. These two module are embedded in the commercial software of Hampson Russell. This integrated technique is applied to 3D seismic data seismic, which consists of 119 inline and 81 x-line. The well data set consists of 13 well, which is completed with sonic and density log. The goal of this study is to analyze and compare the resulted acoustic impedance from these two techniques.

The results show that the resulted acoustic impedance seismic inversion give more accurate distribution compared to the result of geostatistic. The result of comparison could be well understood since the distribution of well data are limited, however, in general the pattern of distribution from both technique showing similarity."