Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Telah dilakukan penelitian dalam karakterisasi reservoar karbonat di Lapangan "A" yang terletak di Cekungan Jawa Timur Utara. Inversi Simultan dan parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) salah satu metode geofisika yang dipilih untuk mengkarakterisasi zona hidrokarbon, litologi, dan kandungan fluidanya pada reservoar karbonat. Inversi dilakukan dengan menggunakan data angle gather baik itu near angle gather (0°-15°), mid angle gather (15°-30°), dan far angle gather (30°-45°), serta dikontrol dengan menggunakan data sumur A-01. Sebagai hasilnya, dalam Inversi Simultan menghasilkan nilai Impedansi-P sebesar 5253-6882 m/s*gr/cc, sementara hasil dari Impedansi-S sebesar 1134-1783 m/s*gr/cc. Selain menghasilkan parameter Impedansi-P dan Impedansi-S, dari Inversi Simultan juga menghasilkan Densitas sebesar 2.66-2.97 gr/cc dan Rasio VpVs sebesar 2.99-4.92. Dari semua hasil Inversi Simultan ini belum mampu mengkarakterisasi kandungan fluida yang ada di daerah penelitian, maka dari itu dilakukan transformasi Lamda-Mu-Rho (LMR). Berdasarkan analisis parameter Lamda-Mu-Rho (LMR), menyatakan bahwa zona target penelitian pada sumur A-01 memiliki potensi hidrokarbon yang cukup banyak sehingga bisa digunakan untuk produksi. Hasil dua parameter yang berasal dari Lamda-Mu-Rho (LMR) adalah parameter Lamda-Rho sebesar 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, sedangkan untuk parameter Mu-Rho sebesar 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Integrasi analisis pada Inversi Simultan dan Lamda-Mu-Rho (LMR) menghasilkan nilai sama pada zona target penelitian. Sehingga dapat diketahui persebaran litologi berupa karbonat, terdapatnya hidrokarbon yang berupa minyak, serta kandungan fluida.

---

Carbonate reservoir in the field ?A? has been characterized located on the North East Java Basin. Simultaneous Inversion and parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) is the chosen method to characterize hydrocarbon zones, lithology and fluid content of the carbonate reservoir. Inversion is done using data from angle gather both the near angle gather (0°-15°), mid gather angle (15° -30°), and far gather angle (30°-45°) , and controlled using data from well A -01. As a result, the Simultaneous Inversion produce value Impedance-P 5253-6882 m/s*gr/cc, while the results of Impedance-S of 1134-1783 m/s*gr/cc. In addition to producing parameter Impedance-P and Impedance-S, on the Simultaneous Inversion also produce a density of 2.79-2.87 gr/cc, and VpVs ratio of the 2.99-4.92. Of all the results Simultaneous Inversion have not been able to characterize fluid content in the research area, therefore transformation of Lamda-Mu-Rho (LMR). Based on the analysis of parameters of Lamda-Mu-Rho (LMR), stated that the target zone of research at well A - 01 have considerable hydrocarbon potential so that it can be used for production. The results of the two parameters are derived from Lamda-Mu-Rho (LMR) is Lamda-Rho parameter of 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, while for Mu-Rho parameter of 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Simultaneous Inversion analysis on the integration and Lamda-Mu-Rho (LMR) produces the same values in the target zone research. So it can be seen spread lithology, the presence of hydrocarbons inte fomr of oil, and fluid content."

"Salah satu parameter utama perencanaan pengeboran dalam industri migas adalah Pore pressure. Penentuan Pore Pressure penting untuk mencegah resiko yang tinggi seperti zona loss pressure ataupun zona blowout. Oleh karena itu diperlukan estimasi Pore Pressure yang akurat dan mencakup karakter reservoar yang heterogen. Pendekatan yang digunakan dalam estimasi Pore Pressure penelitian ini adalah metode pore compressibility PC dengan menggunakan data core. Akan tetapi pendekatan ini terbatas untuk ketersediaan data core. Penelitian ini akan mengintegrasikan metode pemodelan Differential Effective Medium DEM dan Fluid Replacement Model FRM ke dalam estimasi Pore Pressure metode PC sebagai solusi dari karakterisasi heterogenitas di reservoar karbonat dan keterbatasan data core. Dengan pemodelan DEM diperoleh deskripsi reservoar melalui analisa mineral dan tipe pori. Estimasi Pore Pressure metode PC bergantung pada fungsi dari kompresibilitas bulk Cb dan kompresibilitas pori Cp , dimana tiap tipe pori pada reservoar karbonat memiliki nilai Cb dan Cp yang berbeda ndash; beda. Fenomena disequlibirium compaction menyebabkan naiknya tekanan fluida didalam pori. Tekanan pori sangat dipengaruhi oleh fluida di dalam pori batuan. Oleh karena itu, fluida yang digunakan sama dengan fluida yang ada pada reservoar agar estimasi tekanan pori lebih akurat. Pada penelitian ini nilai kedua kompresibilitas dihasilkan dengan proses DEM menggunakan persamaan Gassman untuk mengatasi keterbatasan data core. Hasil estimasi Pore Pressure pada reservoar karbonat lapangan ldquo;X rdquo; sebesar 2000 psi hingga 4000 psi, dikalibrasikan dengan tekanan FMT dan data mud log pada sumur penelitian. Rekomendasi berat lumpur pada reservoar karbonat untuk sumur penelitian sebesar 12.6 ppg hingga 13.6 ppg.

---

One of the main parameter for drilling plan is Pore pressure on oil and gas company. Pore pressure estimation is important to avoid has high risk as if loss pressure zone or blowout zone. Therefore, accurate Pore Pressure prediction that cover heterogen reservoar character is required. The most accurate approach on Pore Pressure prediction is pore compressibility PC method which is using core data, but this approach is limited for core data limitation. This research is integrating Differential Effective Medium DEM method and Fluid Replacement Model FRM into Pore Pressure prediction PC method as a solution for heterogen characterization on carbonate reservoar and core data limitation. Using DEM, reservoar description is obtainable through mineral analysis and pore type. Pore pressure prediction PC method depend on function of bulk compressibility Cb and pore compressibility Cp , where each of carbonate reservoar pore types have different value of Cb and Cp. Disequlibirium compaction phenomenon causing pressure on fluid inside the pore. Pore pressure is sensitive for fluids inside the pore, Therefore, fluid that is used for this research is identical with the fluids on the reservoar so that the calculation can be more accurate. On this research the value of both compressibility is a result of DEM process with Gassman equation to overcome limited core data. Pore pressure prediction PC method result on carbonate reservoar Field ldquo M rdquo is about 3000 psi to 4000 psi, which is calibrated with the FTM pressure data and mud log data from th well. Recommended mudweight for carbonate reservoar about 12.6 ppg to 13.6 ppg."

"ABSTRAKTelah dilakukan penelitian yang bertujuan untuk mengetahui respon AVO modeling pada reservoar karbonat yang memiliki porositas dan jenis fluida yang berbeda. Penelitian ini menggunakan data sintetik sebagai input untuk melakukan proses AVO modeling. Data sintetik ini terdiri dari 16 sumur, yaitu sumur pertama dibuat dengan porositas 0 tidak terisi oleh fluida sama sekali , lima sumur tersaturasi oleh minyak dengan variasi porositas sebesar 10-50 , lima sumur tersaturasi oleh air dengan variasi porositas sebesar 10-50 , dan lima sumur tersaturasi oleh gas dengan variasi porositas sebesar 10-50 . Hasil analisis AVO modeling menunjukkan respon yang berbeda terhadap setiap porositas. Bertambah besarnya porositas pada batuan karbonat, cenderung menunjukkan respon amplitudo yang semakin tinggi. Amplitudo pada minyak dan air menunjukkan respon yang sama, yaitu cenderung mengalami penurunan seiring dengan bertambahnya offset. Semakin jauh offset dan besar angle, maka respon reflektivitasnya akan menurun, sehingga menyebabkan penurunan respon amplitudo.

---

ABSTRACTHas conducted research that aims to know the response of the reservoir AVO modeling carbonate porosity and different fluid types. This study uses synthetic data as input for AVO modeling process. This synthetic data consists of 16 wells, the first wells were made with a porosity of 0 not filled by the fluid at all , five wells saturated with oil with a variation of the porosity of 10 50 , five wells saturated by water with porosity variations of 10 50 , and five wells saturated by gas with a variation of the porosity of 10 50 . AVO modeling analysis results showed different responses to each of the porosity. Increase the amount of porosity in carbonate rocks, tend to show that the higher the amplitude response. The amplitude of the oil and water showed the same response, which tends to decrease with increasing offset. The further offset and large angle, then the response reflektivitasnya will decrease, causing a decrease in the amplitude response."

"Identifikasi reservoar karbonat dan batuan dasar berdasarkan inversi simultan telah dilakukan pada lapangan ldquo;F cekungan Sumatera Selatan. Reservoar karbonat pada lapangan ini berada pada Formasi Batu Raja BRF yang merupakan salah satu reservoar karbonat produktif di cekungan ini. Penelitian ini dilakukan untuk menkonfrimasi kesalahan interpretasi zona prospek pada reservoar karbonat tersebut. Menurut studi sebelumnya, pada formasi ini terdapat zona potensial yang ditunjukan oleh nilai impedansi akustik yang rendah pada bagian barat daerah penelitian. Akan tetapi hasil dari pengeboran menunjukkan fakta yang berbeda dimana area ini diindikasikan sebagai batuan dasar lapuk. Impedansi akustik tidak mampu memisahkan kedua jenis batuan ini batuan karbonat dan batuan dasar . Oleh karena itu untuk memisahkan kedua jenis batuan tersebut diperlukan parameter elastik lainnya. Berdasarkan analisis crossplot dari beberapa sumuran, Vp/Vs dan lambda-rho adalah parameter elastik yang paling sensitif untuk memisahkan keduanya. Untuk mendapatkan parameter tersebut, penelitian ini mengunakan inversi simultan dengan lateral variant wavelet. Tujuan penerapan lateral variant wavelet untuk menjaga kualitas dari hasil inversi pada zona batuan dasar. Lateral variant wavelet diekstraksi mengunakan data sumur yang mewakili kedua jenis batuan tersebut. Hasil penelitian menunjukkan bahwa parameter elastik hasil inversi seismik dengan lateral variant wavelet dapat memisahkan batuan dasar lapuk. Pemisahan kedua batuan tersebut diindikasikan oleh nilai Vp/Vs dan lambda-rho yang relatif lebih rendah dibandingkan dengan reservoar karbonat.

---

Identification of carbonate reservoir and basement using multi wavelet simultaneous inversion has been done. This research had been carried out for justifying pitfall interpretation of carbonate reservoir in BRF.

Refer to the previous study, the potential zone, which indicated by low acoustic impedance in the western part of study area, is not prospect zone. Obviously based on the drilling information thus area suggested as weathered basement. This means there are pit fall when we rely only on the acoustic impedance. Therefore, to distinguish between carbonate and weathered basement we need another sensitive elastic parameter.

Based on multi well cross plot analysis of elastic parameters, Vp Vs and lambda rho are sensitive to separate them. This study applied simultaneous seismic inversion which was combined with lateral variant wavelet to get that parameter from seismic data. The intention of the application of lateral variant wavelet is to preserve good correlation between the prospect zone and non prospect zone. The lateral variant wavelet were extracted from well, which is located in the certain location representing the BRF zone and weathered basement.

The result show that the weathered basement was indicated by low Vp Vs and low lambda rho compared to carbonate reservoir."

"Sistem pori pada reservoir karbonat sangat kompleks dibanding sistem pori pada batuan klastik. Terdapat tiga jenis klasifikasi tipe pori pada batuan karbonat: Interparticle, Stiff dan Crack. Kompleksitas tipe pori tersebut dapat menyebabkan perubahan kecepatan gelombang-P hingga 40 , dan akan berefek kepada karakterisasi reservoir karbonat menjadi hal yang sulit ketika estimasi gelombang-S dilakukan dengan hanya tipe pori dominan saja interparticle . Oleh karena itu, pemodelan modulus elastis batuan dengan memperhitungkan kompleksitas tipe pori pada batuan karbonat menjadi hal yang sangat penting. Differential Effective Medium DEM merupakan salah satu metoda pemodelan modulus elastis batuan yang memperhitungkan heterogenitas tipe pori pada batuan karbonat. Metode ini melakukan penambahan inklusi tipe pori sedikit demi sedikit kedalam material induk host material hingga proporsi materi yang diinginkan tercapai. Selain itu, dalam pemodelan kali ini optimalisasi di lakukan dengan cara memperhitungkan faktor fluida pengisi pori batuan sesuai dengan kondisi reservoir dengan cara mencari nilai modulus bulk fluida sesuai kondisi pada reservoir dengan menggunakan metode Adaptive Batzle-Wang. Setelah itu model fluida tersebut digunakan sebagai input pada pemrograman untuk kemudian di hitung kembali nilai model kecepatan gelombang-P untuk mengestimasi kecepatan gelombang-S dan prosentase tipe pori primer maupun sekunder. Untuk mendeskripsikan geometri pori pada batuan karbonat kita lakukan pendekatan aspek ratio. Aspek ratio untuk tipe pori crack adalah 0.02, interparticle 0.15 dan stiff 0.8. Ketika parameter elastik fluida Adaptive Batzle-Wang digunakan oleh penulis pada model batuan maka akan terlihat nilai RMS error yang mengecil dan nilai kuantitas dari inversi tipe pori yang berbeda dengan sebelum menggunakan parameter elastik fluida tersebut. Hal ini menunjukan bahwa penggunaan parameter elastik fluida Adaptive Batzle-Wang sangat berguna untuk mengoptimalkan pemodelan Rock Physics Differential Effective Medium DEM .

---

Pore system in the carbonate reservoirs are very complex than the pore system on clastic rocks. There are three types of classification of types of pores in carbonate rocks, the interparticle, Stiff and Crack. The complexity of the pore types will lead to changes in P wave velocity by 40 , and will create a carbonate reservoir characterization becomes difficult when the estimated S wave is done with just the type of dominant pore only interparticle . In addition, the geometry of the pores also affects permeability of the reservoir character. Therefore, modeling the elastic modulus of rock taking into account the complexity of type pores in carbonate rocks become very important. Differential Effective Medium DEM is a method of modeling the elastic modulus of rock that takes into account the heterogeneity of types of pores in carbonate rocks by adding a pore type inclusions little by little into the host material untill the proportion of the material is reached. In addition, the modeling of this optimization is created by calculating the bulk modulus of the fluid filler porous rock at the the reservoir condition using Adaptive Batzle Wang, After creating a fluids model at reservoir conditions that fluid model will be used as input to the programs before then count back the value of the P wave velocity model to estimate the velocity of the S wave and the percentage of primary and secondary pore type on the rock. characteristics of P wave which sensitive to the presence of fluid causes the P wave models were calculated to be more accurate so the estimated S wave and the percentage calculation types of primary and secondary pores in the reservoir becomes more optimal. When the Adaptive Batzle Wang fluid elastic parameter is used by the authors in the rock model it will show a diminished RMS error value and the quantity value of different pore type inversions prior to using the elastic parameter of the fluid. This shows that the use of Adaptive Batzle Wang fluid elastic parameters is very useful to optimize Rock Physics Differential Effective Medium DEM modeling."

"Karakterisasi reservoir merupakan langkah penting yang harus dilakukan untuk menentukan melakukan modeling dalam perhitungan cadangan hirdrokarbon dalam suatu reservoar. Dengan menentukan nilai saturasi air, prediksi dan penyebaran permeabilitas, serta konektifitas antar sumur merupakan hal yang krusial dalam mengevaluasi suatu lapangan, terutama dalam hal membangun model dinamik. Dimana nantinya hal ini akan berpengaruh pada prediksi kinerja reservoir. Tujuan dari paper ini adalah menyajikan hasil perhitungan volume shale, porositas, saturasi air, dan prediksi permeabilitas reservoar pada lapangan ldquo;S rdquo; pada formasi Paciran Limestone serta melakukan pengujian terhadap data core dari uji laboratorium yang disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoar. Beberapa metode yang digunakan khususnya untuk prediksi permeabilitas adalah metode regresi power dengan kontrol HFU, regresi power dengan kontrol dari fasies, dan juga metode coaste dumair.Lapangan ini memiliki tiga sumur reservoar, terletak di lepas pantai Bali Utara. Data yang tersedia yaitu data wireline triple combo dan RFT , routine core, dan SCAL untuk masing-masing sumur, serta data petrografi, dan data formation electricity pada salah satu sumur. Dilakukan perhitungan dari ketiga metode prediksi tersebut pada tiap ndash; tiap sumur. Diperoleh hasil prediksi permeabilitas yang berbeda dari hasil ketiganya. Pada perhitungan saturasi air digunakan metode Indonesia dan Archie.Dari pengolahan data yang dilakukan didapat nilai rata ndash; rata untuk ketiga sumur yaitu 0.04 untuk volume shale, 45 untuk porositas total, 0.34 -1 untuk saturasi air, dan 0.45 ndash; 78 mD dengan kontrol HFU. Hasil perhitungan tersebut telah sesuai dengan pengujian terhadap data dari core, baik data XRD untuk validasi volume shale,permeabilitas dan porositas core, hingga data capillary pressure. Untuk GWC terdapat pada 3394 ft MD, dari data petrography dapat diindentifikasi bahwa tidak terdapat secondary porosity pada lapangan ldquo;S rdquo.

---

Reservoir characterization is an important step that must be done to determine the conduct modeling in calculation of reserves hydrocarbon performance of a reservoir. By determining the value of water saturation, permeability prediction and dissemination, as well as connectivity between wells are crucial in evaluating the field, especially in terms of building a dynamic model. This eventually will affect reservoir performance predictions. The purpose of this paper is to present the results of a comparison of the application of some methods in determining reservoir permeability prediction in the field S on Paciran limestone formation and conducted tests on the data from the core permeability laboratory tests tailored to the reservoir pressure conditions. Some of the methods used is power regression method with HFU control, power regression with facies control, and also Coaste Dumair method.This field has three wells reservoir, with type carbonate reservoir. This field lies offshore North Bali. The available data is data of wireline triple combo and RFT , routine core, and SCAL to each well, and petrography data, and the formation of electricity data in one of the wells. The third method of calculation of such predictions on each well. Different permeability prediction result obtained from the used three methods. In the calculation of water saturation used Indonesia and Archie methods.From the processing data shows average value for the wells that has 0.04 shale volume, 45 of total porosity, 0.34 ndash 1 of saturation water, and 0.45 ndash 78 MD of permeability prediction from HFU control. Those calculation result are appropriate with validation from data core, from XRD that validate volume shale till capillary pressure to validate the water saturation. Then the GWC is at MD 3394 ft, also the petrography data verify that there is no secondary porosity in this fields."

"Reservoar karbonat dikenal memiliki parameter petrofisika yang sangat kompleks dibandingkan dengan reservoar sandstone, porositas dan permeabilitas batuan tidak terkait. Nuclear Magnetic Resonance NMR merupakan metode well logging yang dapat mengkarakterisasi reservoar dengan menggunakan parameter waktu relaksasi terhadap distribusi pori dan determinasi dari tipe fluida dalam pori.Lapangan hidrokarbon C terletak pada cekungan Sumatera Selatan dan memproduksi gas. Berdasarkan analisis petrofisika terdahulu, formasi Baturaja merupakan zona produksi. Keadaan NMR pada sumur R1 memiliki 100 ms dan sumur M4 memiliki nilai 92 ms sebagai nilai T2 Cutoff yang menjelaskan karakter R1 yang lebih poros dibandingkan M4. Karakter sumur pada penelitian mendukung keadaan hidrogen pada sampel karbonat yang sensitive terhadap pengukuran NMR terhadap porositas, yang memiliki waktu relaksasi yang cepat akan menggambarkan porositas kecil dibandingkan dengan waktu relakasi yang lambat akan menggbarkan porositas besar.

---

Carbonate reservoir are well known for its complexity for petrophysics behavior where in contrast to sandstone reservoir in consequence porosity and permeability are not directly related. Nuclear Magnetic Resonance NMR is the well logging method which is able to characterize reservoir by determine porosity, including the pore distribution and determination of types of fluids present in the pores. ldquo C rdquo Hydrocarbon field is located in South Sumatera basin and produced gas. Based on analysis petrophysical, Baturaja Formation was determine as production zone. The result of NMR processing, Well R1 has a 100 ms and Well M4 has a 92 ms as a value of T2 cutoff. It determine the general character of each well. The NMR result supported NMR behavior of carbonate samples studied reflect the general sensitivity of NMR measurement to pore size distribution where a low relaxation time value is expected for small pores, whereas large pore result in higher relaxation time. "