Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Daerah Penelitian (Struktur "D") terletak Kecamatan Toili Barat, Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Reservoir Struktur "D" berupa batuan karbonat dengan facies reef, diendapkan pada Miosen Atas. Reservoir ini dikelompokkan kepada Anggota Mentawa, Formasi Minahaki. Stuktur ini terbentuk oleh sesar mendatar yang berarah NE-SW. Diatas reservoir ini diendapkan shale Formasi Poh yang berfungsi sebagai batuan penutup (seal) yang berumur Piosen. Jebakan pada struktur ini didomisasi oleh jebakan stratigrafi karena sembulan reservoir yang berupa reef ditutupi oleh shale. Porositas reservoir berkisar antara 0.2 ? 0.325, dengan permeabilitas absolut 4 ? 40 md. Studi Kelayakan dilakukan untuk melihat secara petrofisika seismik apakah ada kolom gas atau tidak. Studi ini meliputi cross-plot P-Impedans vs S-Impedans, Lambda-Rho vs Mu-Rho, Poisson Ratio vs Velocity Ratio, dan Pemodelan AVO sintetik pada tiap sumur. Juga dilakukan studi Elastik Impedans untuk menentukan sudut EI (θ) yang berkorelasi dengan keberadaan gas. Untuk menentukan sebaran porositas, inversi akustik impedans digunakan sebagai parameter untuk menentukan porositas dan inversi tersebut dilakukan dengan batasan model Top MioCarbonate (-125 ms) ? Top Minahaki (+300 ms). Top Minahaki adalah batas antara karbonat platform di bawah dan reef (Anggota Mentawa). Porositas pada reservoir ini tersebar bagus. Distribusi penyebaran gas dapat diamati melalui Product (A*B), parameter Scaled Poisson Ratio Change (∆σ), Lambda-Rho, Kombinasi P-Impedans dan SImpedans, Inversi Elastik Impedans, serta Fluid Inversion. Hasil analisis terhadap sebaran gas pada Formasi Minahaki, dapat diamati kemungkinan sebaran gas di bagian selatan Struktur ?D?, walaupun sebaran tersebut dibawah kontak gas air (-1720 m TVDSS). Sebaran gas ini dianggap sebagai cadangan upside potensial sebesar 120.336 Bscf gas. Untuk membuktikan adanya gas ini, di usulkan pemboran dua sumur delineasi Del-AA dan Del-BB (LAMPIRAN LEPAS).

---

Study area ("D" Structure) on West Toili Residence, Banggai District, Central Sulawesi Province. The typical ?D? Structure is limestone with reef facies, deposited in Upper Miocene. This reservoir grouped into Mentawa Member, Minahaki Formation. This Structure is formed by wrench fault, which has trend NESW.

Above this reservoir, deposited shale of Poh Formation, which is functioned as of Pliocene. Trap at this structure is dominated by stratigraphic trap because of reservoir reef build-up covered by shale. Reservoir porosity is around 0.2 ? 0.325, and absolute permeability 4 ? 40 md Sensitivity analisis is performed to know seismic petro physics whether there is gas column or not. These analysis include cross-plot P-Impedance vs. SImpedance, Lambda-Rho vs. Mu-Rho, Poisson Ratio vs. Velocity Ratio, and Synthetic AVO modeling on each well. Also performed Elastic Impedance Study to determine EI (θ) angle which correlated with gas content.

To determine porosity distribution, acoustic impedance inversion is used as parameter for determining porosity and it is performed on boundary between Top Miocarboate (-125 ms) to Top Minahaki (+ 300 ms). Top Minahaki is boundary between platform carbonate below and reef (Mentawa Member). The Porosity in this reservoir is well distributed.

The distribution of gas reservoir can be observed by using Product (A*B), Scaled Poisson Ration Change, Lambda-Rho, Combined P-Impedance vs. SImpedance, Elastic Impedans Inversion, and Fluid Inversion.

Our analysis to the gas reservoir distribution can be concluded that there are potential gas distribution at south part of ?D? structure, even though that distribution below gas water contact (-1720 m TVDSS). This gas can be assumed as upside potential whose resources about 120.336 Bscf gas. For proving this gas expected, proposed to drill two wells delineation Del-AA and Del-BB (ENCLOSURE)"

"Penelitian ini menggunakan data seismik 3 dimensi dan 5 data sumur dari lapangan w. Target penelitian yaitu batuan karbonat pada formasi Tuban di cekungan Jawa Timur Utara. Penelitian bertujuan menentukan distribusi porositas karbonat, dengan menggunakan neural network berdasarkan inversi dan atribut seismik. Inversi seismik model based dan linier programming sparse spike, menghasilkan impedansi akustik pada lapisan di bawah horizon Top Carbonate hingga horizon Base Carbonate, mengalami peningkatan signifikan pada rentang 38076 - 46857 ((ft/s)*(g/cc)). Atribut seismik sweetness, rms amplitude, dan reflection intensity, digunakan sebagai atribut eksternal, untuk tahap multiatribut linier regresi dan neural network. Multiatribut linier regresi dan neural network dilakukan untuk memprediksi porositas bedasarkan atribut-atribut internal maupun eksternal. Hasil analisis multiatribut yang diaplikasikan pada data raw seismik dan 5 volum atribut eksternal, yaitu log porositas prediksi, memiliki nilai korelasi sebesar 0.712 terhadap log porositas. Dan, nilai validasinya sebesar 0.573. Sedangkan, Probabilistic Neural Network menghasilkan porositas prediksi dengan nilai korelasi sebesar 0.661 dan nilai validasinya sebesar 0.485. Berdasarkan multiatribut linier regresi maupun probabilistic neural network, porositas rata-rata pada lapisan reservoar karbonat sebesar 10-15% di bagian utara. Sedangkan, di bagian selatan, porositas rata-rata hanya di bawah 6%.

---

This study uses three-dimensional seismic data and 5 well data from w field. The research target is carbonate rocks of the Tuban formation in North East Java basin. The study aims to determine the distribution of porosity carbonate, by using neural network algorithm, based on acoustic impedance inversion and seismic attributes. Models based inversion and linear programming sparse spike inversion result in acoustic impedance, in the layers below the horizon Top Carbonate to horizon Base Carbonate, experienced a significant increase impedance in the range 38076-46857 ((ft/s)*(g/cc)). Some seismic attribute; sweetness, rms amplitude, and reflection intensity, are used as external attributes for multi attribute linear regression and neural network. Multi attribute linear regression and neural network is done to predict porosity based on attributes of both internal and external.

The results of the analysis that is applied to the data multi attribute raw seismic and 5 volumes of external attributes, is called log porosity prediction, have a correlation value of 0.712 to log porosity original. And the value of its validation is 0.573. Meanwhile, Probabilistic Neural Network is producing log porosity prediction with correlation value of 0.661 and the value of its validation by 0485. Multi attribute based linear regression and probabilistic neural network, average porosity of the reservoir layer of carbonate of 10-15% in the north. Meanwhile, in the southern part, average porosity of just under 6%."

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur.

---

"Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.

Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.

AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.

Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."

"Semakin menipisnya cadangan minyak bumi dan semakin sempitnya daerah eksplorasi merupakan tantangan untuk mengoptimalkan pencarian dan perolehan minyak bumi dengan pengembangan metoda-metoda tertentu. Keterbatasan data adalah suatu permasalahan yang dapat diatasi dengan mengintegrasikan data-data dari segala aspek (geofisika, geologi, reservoir) kemudian dengan metoda tertentu dapat menggambarkan karakteristik reservoir suatu lapangan.Dalam penelitian ini metoda gabungan seismik inversi impedansi akustik gelombang-P dan geostatistik mencoba memberikan pendekatan untuk memetakan properti pada suatu reservoar batupasir dan konglomerat formasi Tanjung di lapangan minyak X yang terdapat di cekungan Barito, Kalimantan.Hasil akhir pemetaan properti Øeff mampu memberikan informasi yang cukup baik dan berguna dalam penentuan lokasi pengeboran dan penentuan area untuk dilakukannya waterflood dengan lebih akurat. Hasil penelitian ini juga dapat digunakan sebagai masukan simulasi reservoir untuk menentukan pola sumur injeksi-produksi dalam projek waterflood.

---

Decreasing oil reserve and exploration areas are challenges to optimize oil recovery by developing advance methods used in the oil industry. Data limitation is a solvable problem with integrating some data from all aspect (geophysics, geology, reservoir) and using some method capable of describing reservoir characteristics.

This research is using acoustic impedance from P-wave inversion of seismic data and geostatistic method to give some approach for describing reservoir sandstone and conglomerat in Tanjung formation at X oil field, Barito basin, Kalimantan.

The result is a distribution Øeff that give good information and benefit in determination of drilling location and prospect area in waterflood project accurately. The result is also used as an input in reservoir simulation for determining well injection-production pattern in waterflood project."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon di Indonesia. Tipe perangkap hidrokarbon yang berkembang selain perangkap struktural ada juga perangkap stratigrafi, dimana properti batuannya akan berbeda-beda secara lateral Pemodelan seismik inversi stokastik adalah inversi seismik dengan metoda geostatistik, dimana statistik dari data log sumur pemboran di integrasikan ke data seismik sehingga memberikan gambaran yang lebih baik mengenai karakterisasi reservoarnya. Kemudian data-data tersebut digunakan untuk mengestimasi properti batuan ditempat lainnya.Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa peta probabilitas hidrokarbon baik pada horison A, B maupun C, mengindikasikan tingkat peluang mendapatkan hidrokarbon yang cukup tinggi dan mempunyai pola seperti pola struktur antiklinnya. Peta-peta probabilitas ini dapat digunakan untuk membantu pengembangan lapangan, dimana dapat dicari arah peningkatan nilai probabilitas hidrokarbonnya. Namun demikian hasil penelitian ini tidak dapat berdiri sendiri dan harus dibantu dengan data dan penelitian lainnya untuk memperkecil resiko eksplorasi lapangan minyak.

---

South Sumatera basin is one of proven hydrocarbon's basin in Indonesia. This basin has various type of hydrocarbon?s trap, both structural and stratigraphic type, which have different reservoir properties laterally. Stochastic seismic inversion is a seismic inversion that using geostatistic method on its process, where the result of statistical analysis from well log data will be integrated to seismic data, to have a better reservoir characterization. Based on that model, we can estimate the reservoir properties for other place outside the well.

The result of this study showing that, the hydrocarbon?s probability maps on horizon A, B and C indicating high probability of hydrocarbon in this area and usually have a pattern like its structural trap, in this case is an anticline structure. This hydrocarbon's probability maps can be useful to assist on field?s development, where we can investigate the distribution of hydrocarbon?s probability to find the direction of field's development. However, this study should be supported by other data and other research to minimize the risk on hydrocarbon's exploration."

"ABSTRAKDaerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yangterletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyakA, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksiminyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar padapenelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan areaperluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakanbahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehinggakecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitaslanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluangterdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkanperubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasiisolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis datasumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapatmengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbonpada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapatanomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebihbesar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVOyang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasilanalisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yangberarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACTThe research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in thesouthwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D whichoperates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara EnimFormation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of thestudy, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The resultsof the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structureof the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lowerarea and no further activity for development. On the other side, the presence ofhydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic trapscaused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indicationof some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis,analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluatethe indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area.Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly thathas an acoustic impedance value and relative density larger than the area around itis also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbonaccumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysisintercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturatedwith oil."