Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Upaya peningkatan produksi migas dari sumur-sumur yang telah ada merupakan salah satu alternatif untuk mengatasi masalah keterbatasan sumber daya migas akibat adanya penggunaan minyak bumi yang terus meningkat.Batuan karbonat Lapangan Alula secara keseluruhan tersusun terbagi menjadi empat siklus pengendapan (Zona-W, Zona-x, Zona-y Zona-Z). Identifikasi rock type merupakan komponen untuk membuat karakteristik reservoir. Dari hasil analisa rocktype menunjukkan tidak adanya hubungan yang jelas antara lithofasies, ukuran butir dengan porositas-permeabilitas.Berdasarkan data empiris yang dihasilkan dari percontoh batuan sumur-sumur di lapangan Alula tersebut, hasilnya pengamatan memperlihatkan konsistensinya terhadap ketiga buah Rock Type/RT yang telah didefinisikan dari model Winland R-35. Kualitas reservoir karbonat Lapangan Alula dari aspek rock fabric/tekstur tidak mencerminkan korelasi yang baik jika dibandingkan dengan klasifikasi batuankarbonat dari Lucia, hal ini disebabkan oleh perkembangan kualitas reservoir banyak dikontrol oleh aspek diagenesa bukan dikontrol oleh ukuranbutir/tekstur/rockfabricPerhitungan Rok Type secara petrofisika dilakukan menggunakan persamaan Winland R-35. Penggunaan rock typing pada lapangan Alula ini bertujuan untuk mengetahui jenis/karakterisasi batuan reservoir yang hubungan antara porositas dan permeabilitas dapat digunakan untuk kelompok batuan reservoir yang memiliki sifat sama. Metode rock type dengan model Winland memberikan korelasi yang lebih baikdibandingkan dengan Lucia. ......Efforts to increase oil and gas production from wells that have been there is an alternative to overcome the problem of limited oil and gas resources as a result of thecontinued use of oil & gas. Overall lithology of carbonate Alula Field divided into four depositional cycles there are (Zone-W, Zone-X, Zone-y and Zone-Z). Identification of rock type is a component to make the characteristics of the reservoir. The results of rocktype analysis showed no clear relationship between lithofacies, grain size with porosity-permeability. Based on empirical data generated from rocksample wells in the field Alula, a result observation shows the consistency of the three pieces of rock type/RT which has been defined from the model Winland R-35. Alula Field carbonate reservoir quality of aspects of rock fabric/texture does not reflect a good correlation when compared to classification of carbonate rocks of Lucia, this is caused by the development of reservoir quality is controlled by many aspects diagenesa not controlled by grain size/textures/rockfabric.Calculations Rock Type of petrophysical are performed using R-35 Winland equation. The use of rock typing in Alula field aims to determine the type/characterization of reservoir rocks that the relationship between porosity and permeability can be used for reservoir rock group that has the same properties. Methode of model Winland Rock Typing provides more better correlation than Lucia model."

"Upaya peningkatan produksi migas dari sumur-sumur yang telah ada merupakan salah satu alternatif untuk mengatasi masalah keterbatasan sumber daya migas akibat adanya penggunaan minyak bumi yang terus meningkat.Batuan karbonat Lapangan Alula secara keseluruhan tersusun terbagi menjadi empat siklus pengendapan (Zona-W, Zona-x, Zona-y Zona-Z). Identifikasi rock type merupakan komponen untuk membuat karakteristik reservoir. Dari hasil analisa rocktype menunjukkan tidak adanya hubungan yang jelas antara lithofasies, ukuran butir dengan porositas-permeabilitas.Berdasarkan data empiris yang dihasilkan dari percontoh batuan sumur-sumur di lapangan Alula tersebut, hasilnya pengamatan memperlihatkan konsistensinya terhadap ketiga buah Rock Type/RT yang telah didefinisikan dari model Winland R-35. Kualitas reservoir karbonat Lapangan Alula dari aspek rock fabric/tekstur tidak mencerminkan korelasi yang baik jika dibandingkan dengan klasifikasi batuan karbonat dari Lucia, hal ini disebabkan oleh perkembangan kualitas reservoir banyak dikontrol oleh aspek diagenesa bukan dikontrol oleh ukuranbutir/tekstur/rockfabric.Perhitungan Rok Type secara petrofisika dilakukan menggunakan persamaan Winland R-35. Penggunaan rock typing pada lapangan Alula ini bertujuan untuk mengetahui jenis/karakterisasi batuan reservoir yang hubungan antara porositas dan permeabilitas dapat digunakan untuk kelompok batuan reservoir yang memiliki sifat sama. Metode rock type dengan model Winland memberikan korelasi yang lebih baik dibandingkan dengan Lucia.......Efforts to increase oil and gas production from wells that have been there is an alternative to overcome the problem of limited oil and gas resources as a result of the continued use of oil & gas. Overall lithology of carbonate Alula Field divided into four depositional cycles there are (Zone-W, Zone-X, Zone-y and Zone-Z).Identification of rock type is a component to make the characteristics of the reservoir. The results of rocktype analysis showed no clear relationship between lithofacies, grain size with porosity-permeability. Based on empirical data generated from rock sample wells in the field Alula, a result observation shows the consistency of the three pieces of rock type/RT which has been defined from the model Winland R-35. Alula Field carbonate reservoir quality of aspects of rock fabric/texture does not reflect a good correlation when compared to classification of carbonate rocks of Lucia, this is caused by the development of reservoir quality is controlled by many aspects diagenesa not controlled by grain size/textures/rockfabric.Calculations Rock Type of petrophysical are performed using R-35 Winland equation. The use of rock typing in Alula field aims to determine the type/characterization of reservoir rocks that the relationship between porosity and permeability can be used for reservoir rock group that has the same properties. Methode of model Winland Rock Typing provides more better correlation than Lucia model."

"ABSTRAKCekungan Jawa Timur Utara memiliki banyak lapangan minyak yang telah di eksplorasi dan terbukti menghasilkan hidrokarbon, salah satunya lapangan Cloud. Lapangan ini telah memproduksi minyak mentah rata ? rata 2500 hingga 5000 BOPD per sumurnya. Dalam penelitian ini, dilakukan identifikasi rock type menggunakan pendekatan metode pore geometry structure (PGS) yang diharapkan dapat menjadi salah satu metode yang handal dalam meningkatkan kualitas karakterisasi reservoar karbonat Formasi Tuban. Lapangan Cloud memiliki data core berupa pengukuran porositas dan permeabilitas sebanyak 113 core plug dan 13 diantaranya memiliki data mercury injection capillary pressure (MICP). Selain itu digunakan data sumur sebanyak 5 buah. Analisis petrofisika dilakukan untuk mengetahui nilai parameter?parameter petrofisika pada masing?masing sumur. Selanjutnya dilakukan analisis PGS yang merupakan kunci utama dalam mengidentifikasi rock type. Terdapat 4 rock type pada lapangan ini yang diklasifikasi berdasarkan trend gradien kemiringan kurva PGS yaitu RRT1 memiliki gradien sebesar 0.4448; RRT2 memiliki gradien sebesar 0.4124; RRT3 memiliki gradien sebesar 0.3149; dan RRT4 memiliki gradien sebesar 0.2379. Identifikasi rock type menggunakan metode PGS dapat disebar pada interval sumur reservoar karbonat Formasi Tuban. Prediksi permeabilitas berdasarkan metode PGS dianggap sebagai quality control dalam persebaran rock type. Persebaran rock type dilakukan menggunakan pendekatan multi resolution graph based on clustering sehingga didapatkan rock type pada interval sumur reservoar karbonat Formasi Tuban.

---

ABSTRACT

North East Java Basin has many oil fields that have been proven to produce hydrocarbons. Cloud Field which is located in the North East Java Basin has been producing crude oil around 2500 to 5000 BOPD. This study has been focused on identifying rock types of carbonate reservoir in the Tuban Formation using Pore Geometry Structure (PGS) method. Cloud Field has core data and well-logging data. The core data are in the form of core porosity and permeability measurements of 113 core plug and 13 of them have data mercury injection capillary pressure (MICP), while well-logging data come from 5 wells. Petrophysical analysis has been conducted to determine the value of petrophysical parameters on each well. The analysis result shows that there are four rock types in Cloud Field which are classified based on the trend slope of the curve are RRT1 PGS had a gradient of 0.4448; RRT2 had a gradient of 0.4124; RRT3 had a gradient of 0.3149; and RRT4 had a gradient of 0.2379. Identification of rock type using PGS method can be deployed in Tuban Formation carbonate reservoir zone. Permeability prediction based on PGS method has been considered as quality control in the distribution of rock types. Rock type distribution is determined using an approach based on multi-resolution graph clusterin."

"Formasi Baturaja pada Cekungan Sunda yang memiliki reservoar karbonat perlu dilakukan analisis petrofisika dan klasifikasi rock type untuk mengetahui hubungan dari korelasi porositas dan permeabilitas sehingga bisa digunakan dalam menentukan pengaliran fluida untuk prospek hidrokarbonnya. Dengan menggunakan data core (RCA) dan data log, pengelompokkan rock type dapat dilakukan dengan menggunakan metode Hydraulic Flow Unit (HFU) dan Winland. Terdapat empat buah sumur dalam penelitian ini, interpretasi log hingga menentukan parameter petrofisika dan menentukan klasifikasi rock type dilakukan pada sumur ini. Pada penelitian ini sumur AL - 01 dan AL - 07 dijadikan sebagai sumur referensi karena kedua sumur tersebut memiliki data routine core analysis. Dilakukan propagasi rock type pada interval uncored well untuk mendapatkan prediksi rock type yang berkaitan dengan pola yang ada pada cored interval dengan menggunakan metode Multi Resolution Graph Clustering (MRGC). Didapatkan hasil nilai parameter petrofisika pada Sumur AL - 01 memiliki nilai prospek hidrokarbon paling baik dengan nilai porositas 13% dan saturasi air 10%, identifikasi rock type dengan metode HFU mendapatkan tujuh rock type, identifikasi rock type dengan metode Winland mendapatkan empat rock type.......The Baturaja Formation in the Sunda Basin which has carbonate reservoirs needs petrophysical analysis and rock type classification to determine the relationship of porosity and permeability correlation so that it can be used in determining fluid flow for hydrocarbon prospects. By using core data (RCA) and log data, rock type classification can be done using Hydraulic Flow Unit (HFU) and Winland methods. There are four wells in this research, log interpretation to determine petrophysical parameters and determine rock type classification is carried out on these wells. In this research, AL - 01 and AL - 07 wells are used as reference wells because both wells have routine core analysis data. Rock type propagation was carried out in the uncored well interval to obtain rock type predictions related to the pattern in the cored interval using the Multi Resolution Graph Clustering (MRGC) method. The results of the petrophysical parameter values in Well AL - 01 have the best hydrocarbon prospect value with a porosity value of 13% and water saturation of 10%, rock type identification using the HFU method gets seven rock types, rock type identification using the Winland method gets four rock types."

"ABSTRAK

Reservoir karbonat pada lapangan R merupakan karbonat batugamping dengan karakter Porositas-Permeabilitas yang kompleks. Penelitian ini bertujuan untuk karakterisasi reservoir karbonat dengan melakukan estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas berdasarkan Model 3D Rock Type. Modified Rock-Fabric Classification digunakan untuk melakukan klasifikasi tipe batuan (rock type) pada tiga sumur referensi (R2, R9, R20). Menggunakan metode ini didapatkan enam RT dari hubungan Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Model 3D Rock Type dihasilkan dengan mengintegrasikan atribut Impedansi Akustik (AI) dan Impedansi Shear (SI) hasil simultaneous inversion seismik dengan persebaran RT pada ketiga sumur referensi menggunakan Naive Bayes Classifier. Model 3D Rock Type digunakan untuk mengontrol estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Hasil estimasi Porositas Interpartikel menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-0.22, dengan nilai Porositas Interpartikel yang relatif baik pada rentang 0.20-0.22 yang berkorelasi dengan RT4. Hasil estimasi Permeabilitas menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-80 milidarcy (mD), dengan nilai Permeabilitas yang relatif baik pada rentang 70-80 mD dan berkorelasi dengan RT6. Hasil estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas menggunakan rocktyping bisa menjelaskan kompleksitas reservoir karbonat dengan lebih baik.

---

ABSTRACT

Carbonate Reservoir in R Field is a reef limestone which is characterized by its complex Porosity-Permeability relationship. This study aims to characterizze the carbonate reservoir by estimating its Interparticle Porosity and Permeability based on 3D Rock Type Model. Modified Rock-Fabric Classification is used to determine the distribution of Rock Types (rocktyping) in three reference wells (R2, R9, R20). This method identifies six Rock Types from the relationship of Interparticle Porosity and Permeability. 3D Rock Type Model is generated by integrating Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) attributes from seismic simultaneous inversion with Rock Types distribution in three reference wells using Naive Bayes Classifier. The result is then used to control Interparticle Porosity and Permeability Estimation. Interparticle Porosity estimation results using rocktyping show value ranges 0-0.22, a relatively good Interparticle Porosity value ranges 0.20-0.22 correlates with RT4. Permeability estimation results using rocktyping show value ranges 0-80 milidarcy (mD), a relatively good Permeability value ranges 70-80 mD correlates with RT6. Both results using rocktyping can give a better picture on the complexity of the carbonate reservoir in R Field."

"Penelitian ini membahas rock typing menggunakan metode Flow Zone Indicator (FZI) yang diimplementasikan pada reservoir batupasir “Jaeger” yang termasuk ke dalam Formasi Balikpapan di Blok Sanga Sanga, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Metode tersebut mampu memberikan pemahaman terkait faktor-faktor yang mengontrol kualitas dan karakteristik aliran fluida di dalam batuan. Tujuan penelitian ini adalah untuk mendapatkan perspektif baru terkait upaya dalam optimalisasi cadangan di mana reservoir tersebut diindikasikan terdapat parallel boundaries. Sehingga, perhitungan cadangan sebelumnya tidak selaras dengan produksi awal yang telah dilakukan. Hasil penelitian menghasilkan dua rock type, yaitu RT 1 (terbaik) dan RT 2 (baik). Kemudian, pseudo-rock type untuk mengakomodasi data yang minimum berjumlah dua, yaitu RT 3 (terburuk) dan batubara. Interpretasi kualitatif dan kuantitatif tiap rock type merujuk kepada nilai porositas dan permeabilitas dari data yang didapatkan maupun diolah dengan pendekatan petrofisika. Selain itu, stratigraphic boundaries teridentifikasi pada reservoir dikarenakan perbedaan fasies lingkungan pengendapan. Hasil integrasi keseluruhan data menunjukkan model fasies lingkungan pengendapan yang secara bertahap berubah secara relatif dari utara menuju selatan reservoir. Pada bagian utara, teridentifikasi fasies fluvial distributary channel yang secara bertahap menuju selatan menjadi fasies tidal distributary channel dan distributary mouth bar. Lalu, hasil rock type yang secara umum mendukung batas-batas tersebut. Hasil implementasi ini cukup berguna bagi kegiatan eksplorasi, pengembangan, dan produksi lebih lanjut.......This research examines rock typing performing the Flow Zone Indicator (FZI) method implemented on a sandstone reservoir “Jaeger” within the Balikpapan Formation in Sanga Sanga Block, Kutai Basin, East Kalimantan. This method allows the understanding of factors that control the quality and fluid flow characteristics inside the rock. The scope of this research is to acquire a current outlook about efforts to optimize reserves that indicated the reservoir to have parallel boundaries. Therefore, the prior reserve estimation is not conformable with the initial production. Two rock types are classified, i.e., RT 1 (the best) and RT 2 (good). Then, the generation of two pseudo-rock types accommodates the minimum data, i.e, RT 3 (the worst) and coal. The interpretation of quantitative and qualitative of each rock type assigns to the porosity and permeability values from the data acquired and processed using a petrophysical approach. In addition, the perceived stratigraphic boundaries separate the reservoir due to its different depositional environments. The results of the integration data show a model of the depositional environment that gradually changes approximately from north to south of the reservoir. The recognition of the northern part of the reservoir is the fluvial distribution channel facies. That facies then progressively headed south to become a tidal distribution channel and a distribution mouth bar facies. Subsequently, the result of rock type generally supports those boundaries. The outcomes of this research are valuable enough for further exploration, development, and production activities."

"Cadangan minyak dan gas bumi saat ini kian menipis sehingga diperlukan metode yang tepat dalam ekplorasi untuk mencari zona prospek yang baru guna menjaga kestabilan produksi cadangan. Analisis petrofisika merupakan salah satu metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi batuan reservoir dengan tujuan mengidentifikasi zona prospek dan jenis hidrokarbon yang terkandung. Reservoir karbonat merupakan salah satu reservoir produsen hidrokarbon terbesar di Indonesia karena batuan karbonat memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang baik. Pada penelitian ini dilakukan karakterisasi batuan gamping sebagai reservoir pada Formasi Baturaja yang berlokasi di Cekungan Jawa Barat Utara. Data yang digunakan berupa 2 data sumur beserta data core. Data Log Well-1 yang terdiri dari data kedalaman, Caliper, Gamma Ray, SP, Resistivitas, DT, NPHI, RHOB, DRHO, PEF. Data log well-1 yang digunakan terdiri dari 19.577 titik data pada kedalaman 347 – 3330 meter. Data Log Well-2 yang terdiri dari data kedalaman, Caliper, Gamma Ray, SP, ILD, ILM, MSFL, DT, NPHI, RHOB. Data well-2 tersebut terdiri dari 11.829 titik data pada kedalaman 1173 – 2976 meter. Metodologi yang dilakukan antara lain: koreksi lingkungan, zonasi, korelasi antar sumur, analisis volume clay, perhitungan nilai resistivitas air formasi, interpretasi porositas dan saturasi air, perhitungan permeabilitas, penentuan nilai penggal/cutoff, dan perhitungan saturasi hidrokarbon. Didapatkan informasi berupa log parameter petrofisika yaitu: porositas, permeabilitas, kandungan lempung, saturasi air, saturasi hidrokarbon. Berdasarkan metode yang digunakan didapati bahwa zona potensi reservoir dan zona potensi lapisan produktif pada Well-1 berada pada kedalaman 2374.2-2394.7 dan 2488.2-2507.2 meter. Pada Well-2 didapatkan zona potensi dengan kedalaman 2345.8-2363.8 meter, 2373.8-2434.3 meter, dan 2447.8-2465.3. Zona potensi ini divalidasi dengan analisis data core menggunakan metode Petrophysical Rock Type (PRT) melalui pendekatan Hydraulic Flow Unit (HFU) untuk mengklasifikasikan tipe batuan dan mendeskripsikan karakteristik petrofisika dari reservoir.......Oil and gas reserves are currently depleting, so proper methods are required in exploration to discover new prospect zones to maintain the stability of reserve production. One of the methods for identifying the prospect zone and type of hydrocarbons contained in reservoir rocks is petrophysical analysis. Because carbonate rocks have a high porosity and permeability value, they are one of Indonesia's largest hydrocarbon producing reservoirs. The characterization of limestone as a reservoir in the Baturaja formation in the North West Java Basin was studied in this research. T The data was obtained in the form of two wells and core data. Depth data, Caliper, Gamma Ray, SP, resistivity, DT, NPHI, RHOB, DRHO, and PEF are all included in the Well-1 Log Data. There are 19,577 data points in the well-1 log data, which was collected at a depth of 347–3330 meters. Well-2 Log Data consisting of depth data, Caliper, Gamma Ray, SP, ILD, ILM, MSFL, DT, NPHI, RHOB. The well-2 data consists of 11,829 data points at a depth of 1173 - 2976 meters. Methodologies include: environmental correction, zoning, correlation between wells, clay volume analysis, calculation of water resistance values formation, interpretation of porosity and saturation of water, calculation of permeability, determination of cutoff values, and calculation of hydrocarbon saturation. Information obtained in the form of logs of petrophysical parameters, namely: porosity, permeability, clay content, water saturation, hydrocarbon saturation so that it is known. Based on the method used it is found that the reservoir potential zone and productive layer potential zone in Well-1 are at depths of 2374.2-2394.7 and 2488.2-2507.2 meters. In Well-2 obtained potential zones with a depth of 2345.8-2363.8 meters, 2373.8-2434.3 meters, and 2447.8-2465.3. Core data analysis using the petrophysical rock type (PRT) method through the Hydraulic Flow Unit (HFU) approach to classify rock type and describe petrophysical characteristics of reservoir validates this potential zone."