Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Formasi Kais adalah reservoir hidrokarbon yang berproduksi di Cekungan Salawati. Namun, keberhasilan dalam pengeboran Cekungan Salawati telah berkurang, sehingga diperlukan konsep eksplorasi baru. Secara keseluruhan, batuan karbonat memiliki karakteristik fisik yang lebih kompleks dan heterogen, dibandingkan dengan batuan sedimen silisiklastik. Salah satu parameter, yang membedakan batuan karbonat dan silisiklastik adalah geometri pori/tipe pori. Heterogenitas dan kompleksitas tipe pori reservoir karbonat dipengaruhi oleh proses sedimentasi, tektonik, dan proses diagenesis. Klasifikasi tipe pori dibagi menjadi tiga: interparticle, stiff, dan crack. Oleh karena itu, penentuan tipe pori karbonat menjadi penting untuk meningkatkan keberhasilan penemuan cadangan hidrokarbon. Tesis ini menjelaskan prediksi tipe pori, porositas, dan impedansi akustik pada reservoir karbonat. Metode Differential Effective Medium (DEM) digunakan untuk menganalisis tipe pori reservoir karbonat. Metode DEM menghasilkan parameter modulus bulk dan geser untuk membuat model karbonat Vp dan Vs berdasarkan tipe pori. Distribusi impedansi akustik, porositas, dan tipe pori juga dilakukan dengan membuat inversi seismik 3D. Setelah itu, 3D model porositas dan rasio tipe pori dibuat dengan menggunakan metode geostatistik untuk memberikan hasil yang lebih baik. Selain itu, penelitian ini menunjukkan bahwa nilai impedansi rendah (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) berkorelasi dengan nilai porositas tinggi (22.5-30%) dan peningkatan nilai porositas berkorelasi dengan (70-80%) tipe pori crack+interparticle pada lapangan P, Cekungan Salawati

---

The Kais Formation is a hydrocarbon reservoir that produces in the Salawati Basin. However, the success in drilling has diminished, so a new exploration concept is needed. Overall, carbonate rock has complex and more heterogeneous physical characteristic, compared to siliciclastic sedimentary rock. One parameter, which distinguishes carbonate rock and silisiclastic is pore geometry/pore type. Heterogeneity and complexity of carbonate reservoir pore type are affected by sedimentation process, tectonic setting, and diagenesis process. Pore type classification is divided into three: interparticle, stiff, and crack. Therefore, carbonate pore type determination becomes important to enhance successful discovery of hydrocarbon reserves. This thesis explains pore types prediction, porosity, and acoustic impedance on carbonate reservoir. The Differential Effective Medium (DEM) method to analyse carbonate reservoir pore type has been applied. DEM method generates bulk and shear modulus parameters to create carbonate Vp and Vs model based on pore type. Acoustic impedance, porosity, and pore type distribution are carried out by making 3D seismic inversion. Afterwards, 3D porosity models and pore type ratios were made using the geostatistical method to provide best results. Moreover, this study shows low impedance value (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) correlates with high porosity value (22.5-30%) and enhancement of porosity value correlates with (70-80%) crack+interparticle pore type on P field, Salawati Basin"

"Identifikasi konten fluida merupakan salah satu hal terpenting dalam mengkarakterisasi reservoir. Namun, menjadi suatu tantangan ketika mengidentifikasi konten fluida pada reservoir karbonat karena tipe pori yang dimiliki oleh batuan ini sangat kompleks dan heterogen. Kompleksitas dan heterogenitas ini mempengaruhi respon properti fisis seperti, dan densitas batuan yang mempengaruhi interpretasi sehingga diperlukan suatu analisis pemodelan untuk mengidentifikasi respon sifat fisis. Pada penelitian ini, dilakukan pemodelan tipe pori batuan karbonat dengan menggunakan metode Differential Effective Model, analisa konten fluida berdasarkan analisa petrofisik dan pemodelan dengan menggunakan metode Fluid Replacement Model pada tiga sumur lapangan LDV yaitu P6, T4 dan K1. Fluid Replacement Model menggunakan parameter fluida Adaptive Batzle-Wang yang memperhitungkan pengaruh tekanan, temperatur, spesifik gravitasi, rasio minyak dan gas, kualitas fluida dalam derajat API dan salinitas. Hasil penelitian ini membuktikan bahwa pemodelan Fluid Replacement Model pada sumur P6 diindikasikan terdapat kandungan air sebesar 20 dan hidrokarbon gas sebesar 80 dengan tipe pori dominan crack-interparticle. Pada sumur T4 diindikasikan terdapat kandungan gas sebesar 50 dengan tipe pori dominan crack dan pada sumur K1 diindikasikan terdapat kandungan gas sebesar 50 dengan tipe pori dominan crack. Hasil ini direpresentasikan melalui nilai RMSE yang mencapai 0.0038. Oleh karena itu, Fluid Replacement Model dengan perhitungan Adaptive Batzle-Wang cukup baik dalam memodelkan konten fluida pada kondisi reservoir karbonat sebenarnya. ......Fluid content identification is one of the most important element in characterizing reservoir. However, this can be a challenge when the fluid content identification is applied in the carbonate rock reservoir, due to the complexity and heterogeneity of the pore types. It can affect the physical property response such as, and rock density which, after that, may influences the interpretation in geophysic data. Thus, a modeling analysis is needed to identify the response of physical properties. In this research, the researcher modelled the pore types of carbonate rock by using Differential Effective Model method, then with the fluid content analysis based on petrophysical analysis and modeling using Fluid Replacement Model method on three wells LDV field which is called P6, T4 and K1. Fluid Replacement Model uses Adaptive Batzle Wang fluid parameters that can measure The Effects of Pressure, Temperature, Specific Gravity, Oil Gas Ratio, and Fluid Quality in API and Salinity Degrees. The results of this research are Fluid Replacement Model indicates the 20 water and 80 gas hidrocarbon in Well P6 which has crack interparticle as the dominant secondary pore type. In Well T4 there is 50 gas and 50 water composition and has crack as the secondary pore type. For Well K1, there is 50 gas and 50 water composition which has crack as the dominant secondary pore type. This result is depicted from the RMSE value which reach 0.0038. Hence, Fluid Replacement Model by Adaptive Batzle Wang calculation is favourable in modelling fluid content for it is actual condition. "