Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRACTMetode rock typing adalah suatu metode yang dapat digunakan untuk menentukan nilai permeabilitas batuan dan mengklasifikasikan tipe batuan menjadi beberapa kelompok berdasarkan kondisi batuan sebenarnya. Penelitian ini menggunakan beberapa metode rock typing, yaitu metode Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, dan Pore Geometry Structure PGS. Penelitian ini menggunakan tiga sumur yang memiliki data core sebagai sumur referensi untuk digunakan metode-metode tersebut. Tujuan utama adalah melakukan komparasi dan memilih metode terbaik dari keempat metode tersebut. Kemudian menggunakan hasil metode rock typing untuk membuat model klasifikasi dan diaplikasikan kedalam sumur target yang tidak memiliki data core. Untuk klasifikasi, penelitian ini menggunakan dan melakukan komparasi metode Na ve Bayes dan Random Forest. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa metode Lucia dan Na ve Bayes adalah metode rock typing dan classifier terbaik untuk penelitian ini. Kedua metode tersebut memiliki crossplot hubungan AI dan SI yang distribusinya terseparasi dengan baik berdasarkan kelas tipe batuannya. Sehingga untuk penelitian selanjutnya, hasil tersebut dapat digunakan dan diaplikasikan kedalam model seismik.

---

ABSTRACTRock typing is a method that can be used to determine permeability value of rocks and classify rock type in reservoir rocks into different units based on actual rocks conditions. This study uses several rock typing methods, that are Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, and Pore Geometry Structure PGS. This study uses three wells that have core data as reference wells for those methods. First objective is comparing those four methods and choose the best method for our study. Then, using the result of rock typing method to make a classification model and is applied into target wells that don rsquo t have core data. For classification, this study uses and compares Na ve Bayes and Random Forest method. The result shows Lucia and Na ve Bayes is the best rock typing and classifier method. Those methods able to have AI and SI crossplot which distributed separately well based on its rock type. So for future works, that results can be used and applied into seismic model."

"Analisis petrofisika untuk menghitung nilai dari properti petrofisika suatu reservoir merupakan salah satu cara yang efektif untuk menentukan jenis dan jumlah kandungan hidrokarbon pada sumur bor. Salah satu tantangan dalam menghitung properti petrofisika yaitu pada perhitungan permeabilitas. Permeabilitas merupakan salah satu properti reservoir yang penting untuk menilai kualitas dan karakteristik di dalam batuan. Nilai sesungguhnya dari permeabilitas ditampilkan dalam data core. Namun, data core kerap kali tidak tersedia pada tiap sumur. Oleh karena itu, perlu dilakukan rock typing untuk memrediksi nilai dari permeabilitas. Tujuan dari penelitian ini yaitu untuk mendapatkan nilai properti suatu reservoir dan melakukan prediksi permeabilitas menggunakan metode Winland dan Pittman. Pada penelitian ini, perhitungan properti reservoir dan klasifikasi rock type didapatkan dari pengolahan data wireline log dan data core. Hasil dari penelitian ini diperoleh nilai dari Vshale bervariasi antara 40% – 70%. Lalu, nilai porositas yang diperoleh yaitu 6.6% - 38%. Kemudian nilai saturasi air berkisar antara 14.9% - 84.5%. Selain itu, dari hasil pengelompokkan rock type diperoleh tiga jenis rock type, yaitu RT 1 (terbaik), RT 2 (baik), dan RT 3 (buruk). Pengelompokkan dilakukan berdsarkan nilai dari porositas dan permeabilitas. Sumur X-02 digunakan sebagai acuan untuk menentukan metode terbaik pada penelitian ini. Setelah dilakukan propagasi menggunakan metode MRGC serta prediksi permeabilitas menggunakan KNN, dapat disimpulkan bahwa metode Pittman merupakan metode yang terbaik untuk digunakan pada penelitian ini.

---

Petrophysical analysis to calculate the value of the petrophysical properties of a reservoir is an effective way to determine the type and amount of hydrocarbon content in a wellbore. One of the challenges in calculating petrophysical properties is permeability calculations. Permeability is one of the important reservoir properties to assess the quality and characteristics of the rock. The actual value of permeability is displayed in the core data. However, core data is often not available for every well. Therefore, it is necessary to do rock typing to predict the value of permeability. The purpose of this study is to obtain the property value of a reservoir and predict permeability using the Winland and Pittman methods. In this study, reservoir property calculations and rock type classification were obtained from wireline log and core data processing. The results of this study obtained the value of Vshale varying between 40% - 70%. Then, the porosity value obtained is 6.6% - 38%. Then the water saturation value ranges from 14.9% - 84.5%. In addition, from the results of grouping rock types, three types of rock types were obtained, namely RT 1 (the best), RT 2 (good), and RT 3 (bad). Grouping is done based on the value of porosity and permeability. X-02 well is used as a reference to determine the best method in this study. After propagation using the MRGC method and permeability prediction using KNN, it can be concluded that the Pittman method is the best method to use in this study."

"Keberadaan minyak dan gas bumi di daerah penelitian telah dibuktikan oleh empat (4) sumur yang dibor pada CD Karbonat Formasi Ngimbang. Rata-rata ketebalan karbonat berkisar antara 60 - 140 meter dengan kemampuan aliran sumur terbukti sangat bagus, dicerminkan dengan hasil tes sumuran (DST). CD Karbonat dibagi enam (6) zona aliran dengan ketebalan tiap zona berkisar antara 4 - 40 meter. Tiap zona dipisahkan oleh shale yang tipis atau pun karbonat yang ketat.Analisa detil core termasuk porositas, permeabilitas dan fasies dilakukan pada dua sumur. Hasil analisa menunjukan tidak terdapat hubungan antara lithofasies dengan porositas dan permeabilitas, sehingga pemodelan geologi berdasarkan pengelompokan lithofasies dari data core sulit untuk dilakukan.Kemudian pemodelan geologi dilakukan dengan melakukan perhitungan rock type secara petrofisika menggunakan persamaan Windland R35 dengan menggabungakan informasi yang diperoleh dari data core. Ketebalan zonasi reservoar berada di bawah resolusi seismik, sehingga analisa post stack 3d seismik yaitu analisa impedansi akustik tidak bisa membedakan zona-zona reservoar yang diidentifikasi dari sumur. Dalam tesis ini, data seismik hanya digunakan untuk pemetaan struktur dan tren karakter reservoar secara kualitatif untuk interval CD Karbonat secara keseluruhan. Untuk memetakan flow unit dari masing masing zona reservoar dalam model geologi, akan dilakukan secara statistik.

---

The presences of oil and gas in the North East Java Sea Basin, North of Madura Island, Indonesia, have been proven by four (4) wells drilled into the Early Oligocene CD Carbonate of the Ngimbang Formation. This formation was deposited within carbonate platform setting. The average gross thickness of carbonate ranges between 60 - 143 meters with very good deliverability of 450 – 4,449 BOPD recorded from DST’s. The reservoir comprises of six (6) zones with thickness of each zone ranges between 4 - 40 meters. Each zone is separated by either thin shale or tight carbonate. Reservoir rock types identification is an essential component in the reservoir characterization process. Rock typing together with acoustic impedance analysis from post stack 3D seismic data was carried out on carbonate reservoir. The results of the analysis were used as input for the geological model. Detailed core analysis data covering core porosity, core permeability, and core lithofacies were done on Salemba-B and Salemba-C wells. The data from both wells then used for rock typing calibration for other wells which do not have any conventional core data i.e. Cibubur-A and Salemba-A wells. Facies analysis from the core showed that no clear relation between core lithfacies with the poro-perm. Therefore the lithofacies based geological model from core was dificult to be performed. Rock type identification was calculated using Windland R35 equation which has been calibrated with core data. The productive zones were dificult to differentiate using accoustic impedance analysis due to the thickness of reservoar zonation is less than seismic resolution. Seismic data was only used to map the structure and qualitative gross reservoir charateristic. The geostatistical method was used to distribute the productive zone laterally identified from petrophysical analysis. The geological model produced was used to delineate the productive zones for field development. "

"ABSTRAKKemampuan produksi sebuah sumur dapat dinilai dari parameter porositas dan permeabilitas dari reservoirnya . Untuk memperoleh nilai porositas dan permeabilitas pada sebuah sumur umumnya akan dilakukan logging dan coring dengan biaya yang tinggi. Pada penelitian ini penulis akan mengatasi masalah tersebut dengan mencoba untuk memperoleh data porositas dan permeabilitas pada sumur target menggunakan rock typing metode Lucia yang akan diintegrasikan dengan salah satu metode geostatistik yaitu Naive Bayes classifier. Metode rock typing Lucia akan membagi batuan reservoir pada sumur acuan menjadi beberapa kelas berdasar korelasi porositas dan permeabilitasnya, kemudian metode kalsifikasi Naive Bayes akan mengkorelasikan kelas tersebut dengan nilai Vp dan Vs beserta turunannya. Dengan pengintegrasian ini diperoleh trend yang menunjukan korelasi yang baik antara nilai Vp dan Vs dengan kelas batuan yang mewakili nilai porositas dan permeabilitas. Oleh karena itu nilai porositas dan permeabilitas dapat diperoleh dengan mengklasifikasikan nilai Vp dan Vs maupun turunanya pada sumur target menggunakan klasifikasi Naive Bayes. Setelah memperoleh nilai porositas dan permeabilitas pada sumur target, maka analisis produksi dapat dilakukan dengan melihat tipe batuan zona prospek sumur acuan. Selain memperoleh analisa potensi produksi sumur target, penulis juga dapat melihat kerusakan dan merekomendasikan penyemenan dengan menganalisa porositas dan permeabilitas.

---

ABSTRAKThe production capability of a well can be evaluated by measuring the porosity and permeability parameters of the reservoir. To obtain the porosity and permeability values in a well usually in industrial is using coring method. Both method are requiring high cost instrumentation. In this study the authors will solve that problem by trying to obtain the porosity and permeability data on the target well without coring using the Lucia method rock typing which will be integrated with one of the geostatistics method that is Naive Bayes classifier. Lucia 39 s rock typing method will divide the reservoir rocks from reference well into several classes based on the porosity and permeability value by the particle size of the rock, then the Naive Bayes classification method will correlate the classes with Vp and Vs and also with their derivatives . With this integration we get a trend that shows a good correlation between Vp and Vs with rock classes representing porosity and permeability values of the reservoir rock in target well. Therefore, porosity and permeability values can be obtained with Vp and Vs and also with their derivative of target wells with the Naive Bayes classification method. After obtaining the porosity and permeability values in the target well, the production analysis can be done by looking at the rock type of the prospect zone of the reference well. In addition to obtaining an analysis of the production potential of the target well, the authors can also look at the damage and recommend cementing by analyzing porosity and permeability. "

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu upaya efektif yang dapat dilakukan untuk perhitungan cadangan hidrokarbon dan digunakan dalam melakukan reservoir pada penggunaan lebih lanjut. Dengan menggunakan data core dapat menggambarkan keadaan sumur berdasaarkan keadaan sesungguhnya. Namun, tidak semua sumur memiliki data core dan tantangan lain dalam karakterisasi reservoir adalah parameter permeabilitas tidak selalu menjukkan hubungan linier dengan porositas. Sehingga perlu dilakukannya pendekatan metode guna mendapatkan estimasi permeabilitas. Pada studi ini dilakukan klasifikasi batuan berdasarkan karakteristik petrofisika yang didapat dari data dan RCAL dengan pendekatan metode rock typing Winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), dan Pittman. Pada penelitian ini terdapat 3 sumur, dilakukan perhitungan parameter petrofika dan dilakukan perhitungan prediksi permeabilitas pada masing-masing sumur. Dengan menggunakan Sumur K-2 yang dijadikan sebagai sumur referensi, dilakukan komparasi metode. Hasil komparasi metode terbaik kemudian dipilih untuk dilakukan propagasi pada sumur lainnya. Propagasi rock type yang dilakukan pada tiap sumur menggunakan pendekatan MRGC. Hasilnya, dengan menggunakan metode Winland, HFU, dan Pittman didapatkan nilai koefisien determinasi permeabilitas core dan estimasi permeabilitas beruturut-turut adalah 0,5865 untuk metode Winland, 0.8852 untuk metode HFU, dan 0,3031 untuk metode Pittman. Reservoir characterization is an effective process to get a calculation of hydrocarbon reserves and to conduct modeling reservoir for further use. Well core data can provide information based on actual well conditions. RCAL data is a core data which consists of porosity and permability parameters. However, not all wells have core data. Another challenge in the reservoir characterization is permeability cant be determined just by a classical plot with porosity. Rock typing is a method that can be used to classify rock type in reservoir rocks into different units and determine permeability value of rocks. The aims of this study are to present petrophysical parameters and the result of a comparison from the application of some rock typing methods in Carbonate Reservoir Kais Formation, field A. In this study conducts rock classification based on petrophysical characteristics obtained from wireline log data and core porosity and core permeability data with Winland, Hydraulic Flow Unit, and Pittman rock typing methods. This study uses 3 wells, to get calculation petrophysical parameters and permeability prediction on each well. Well K-2 established as a reference well is used to choose the best rock typing method from comparison. The best method to be applied to reference well is used for propagation in other wells. Propagation rock type performed on each well using MRGC (Multi Resolution Graph Clustering) approach. The result shows the coefficient of determination (R2) core permeability and permeability estimates respectively Winland, HFU, and Pittman methods were 0.5865 for the Winland method, 0.8852 for the HFU method, and 0.3031 for the Pittman method."

"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."

"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."