Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Lapangan PS merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Onshore Cekungan Jawa Barat Utara, kegiatan eksplorasi di lapangan PS dimulai pada tahun 1985 ketika sumur eksplorasi TR-1 dibor untuk menguji struktur didaerah utara lapangan, beberapa tahun kemudian sumur deviasi TR-2 dibor berdekatan dengan sumur TR-1 sampai ke tenggara untuk menggambarkan struktur yang sama, kemudian sumur eksplorasi TR-A1 dibor untuk prospek baru di bagian tenggara blok tersebut. Prediksi tekanan pori pada penelitian dilakukan menggunakan data log sonik dengan metode yang dikembangkan oleh Eaton. Hasil perhitungan tekanan pori dalam penelitian ini dikalibrasi dengan data tekanan sumur yaitu data tekanan berat lumpur pengeboran dimana jika terjadi penyimpangan dari trend kurva normal pada data sumur merupakan karakteristik kondisi overpressure. Penelitian ini menggunakan beberapa teknik untuk memperkirakan tekanan pori dalam tiga formasi berbeda yaitu Baturaja, Talang Akar dan Mid Main Carbonate Bagian dari Upper Cibulakan . Proses Conditioning data sudah dilakukan sebelumnya. Normal Compaction Trend NCT dianalisis pada masing-masing formasi karena litologi yang berbeda. Dari proses inversi data seismik post-stack 2D akan menghasilkan penampang AI dan penampang kecepatan, kemudian dianalisis mana yang lebih mempengaruhi perubahan tekanan pori. Dimulai dari analisis sensitivitas berdasarkan crossplot dari masing-masing parameter terhadap tekanan pori, kemudian dibuat model tekanan pori 3D berdasarkan geostatistik untuk melihat distribusi tekanan pori. Langkah akhir akan diterapkan blind test untuk menentukan parameter mana yang lebih baik untuk mendistribusikan tekanan pori, dimana parameter AI memiliki korelasi yang lebih tinggi dibandingkan parameter kecepatan dalam menyebarkan tekanan pori. Hasil analisa ini akan berguna untuk perencanaan program pengeboran selanjutnya di area studi. ......Field is exploration field that located in the onshore of North West Java Basin, exploration activity in PS area was commenced in 1985 when TR 1 exploratory well was drilled to test PS North structure, TR 2 located in the same pad with TR 1 well, was drilled to the southeastern of TR 1 well to delineate the same structure, then TR A1 exploratory well was drilled in a new prospect in the southeastern part of the block. Pore pressure prediction below the surface can be done by using well log or seismic data. Pore pressure prediction in this research are done by using a methods developed by Eaton. The calculation result of pore pressure in this research are calibrated by well pressure data consist drilling mud pressure value over normal trend on the well data is a characteristic feature of overpressure condition. This study uses several techniques to estimate pore pressure in three different formation that is Baturaja, Talang Akar and Mid Main Carbonate Part of Upper Cibulakan using sonic log data and resisivity data. Conditioning data process has been done beforehand. Normal Compaction Trend NCT are analyzed in each formations due to different lithology. From the post stack seismic data 2D inversion process will generate AI section and velocity section, it will be analyzed which one is more affect the pore pressure changes. Starting from sensitivity analysis based on crossploting each parameter to pore pressure to. Then, the blind test will be applied to determine which parameters is better to distribute pore pressure, where AI parameters have a higher correlation than velocity parameters to distribute pore pressure. The result of analysis can be useful to the future drilling program in the study area.

Abstrak :
Graben merupakan struktur utama yang mendominasi di Laut Utara bagian utara. Pada penelitian ini terfokus pada formasi Statfjord yang berada pada North Viking Graben. Formasi tersebut diendapkan pada zaman Triassic akhir sampai Jurassic awal. Lapisan ini berupa sedimen batupasir. Karakterisasi reservoar pada lapisan tersebut akan dilakukan dengan integrasi analisa atribut seismik dan inversi seismik. Analisa atribut seismik dilakukan guna mengidentifikasi batas lapisan, yang diindikasikan dengan adanya perbedaan antara dua lapisan dan inversi seimik dilakukan untuk memperlihatkan akustik impedansi yang berguna untuk mengetahui karakteristik lapisan. Kedua atribut amplitude seismik dan impedansi akustik diharapkan dapat menginvestigasi reservoar secara lengkap. Berdasarkan hasil intepretasi dan analisa dari atribut seismik dibangun model geologi. Hasil pemodelan geologi dapat digunakan sebagai dasar untuk merlakukan perhitungan volume reservoir dengan metode volumetrik. Pada penelitian ini didapatkan hasil berupa peta distribusi porositas dengan besar nilai porositas sebesar 0,125 ndash; 0.225 dan peta distribusi volume hidrokarbon dengan besar volume sebesar 186 106 sm3. ...... Graben is the dominant main structure in the northern North Sea. The study area is located on North Viking Graben. In this study focused on the formation of Statfjord. The formation was precipitated during the late Triassic until the early Jurassic. This layer is a sandstone sediment. The reservoir characterization of the coating will be done by integration of seismic attribute analysis and seismic inversion. Seismic attribute analysis is performed to identify the boundary layer, which is indicated by the difference between the two layers and the inversion seimik done to show the acoustic impedance which is useful to know the characteristics of the layer. Both attributes seismic amplitude and acoustic impedance are expected to investigate the complete reservoir. Based on the results of interpretation and analysis of the seismic attribute will be built geological model. The results of geological modeling can be used as a basis for treating reservoir volume calculations by volumetric methods. In this research, the results obtained in the form of porosity distribution map with a large porosity value of 0.125 0.225 and STOIIP distribution map with a large reservoir volume of 186 106 sm3.

Abstrak :
Studi pemodelan geomekanika telah dilakukan pada target Formasi Cibulakan Bawah, Baturaja, dan Talang Akar. Model geomekanika tiga dimensi 3D memberikan data sifat elastis seperti modulus bulk, poisson ratio, young modulus untuk setiap lokasi sumur bor. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengkarakterisasi sifat mekanika batuan, dan tekanan juga memprediksi stabilitas sumur bor untuk sumur eksplorasi berikutnya. Daerah penelitian terletak di daerah pesisir Sub-Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Daerah penelitian ini dibentuk oleh beberapa formasi, yaitu Formasi Cibulakan, Formasi Baturaja, Formasi Talang Akar dan Formasi Jatibarang. Penelitian ini terdiri dari tinjauan geologi dan tekanan regional, pengkondisian data log dan seismik, model satu dimensi 1D geomekanika, dan pembentukan kubus 3D geomekanik dengan mengintegrasikan data inversi sumur dan seismik. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa target formasi memiliki jendela tekanan berkisar 3000-5000 psi dengan kisaran berat lumpur yang akan digunakan sekitar 8,5 ndash; 10,7 ppg. Rekomendasi berat lumpur pengeboran yang didapat akan digunakan untuk sumur eksplorasi berikutnya berdasarkan penilaian stabilitas geomekanik dan stabilitas sumur pengeboran.

---

Geomechanical model has been carried on Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation and Talang Akar Formation in the onshore of Northwest Java Basin. The three dimensions 3D geomechanical model provides elastic properties data such as bulk modulus, elastic modulus, young modulus. The objective of this study is to characterize mechanical rock properties, and pressure also to predict wellbore stability for next exploratory well. Geomechanical model of an area is necessary for the drilling trajectory design so it would reduce the drilling operation cost. The study area is located in the onshore area of Jatibarang Sub basin, North West Java Basin. This field is formed by several formations, which are Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation, Talang Akar Formation and Jatibarang Formation. This study contents of several works such as regional geological and pressure reviews, log and seismic data conditioning, geomechanical one dimensions 1D model, and establish geomechanical 3D cube by integrating well and seismic inversion data. The optimization of limited exploration data based on well log and the different vintage of 2D seismic is one of the problems that would be discussed. The problems could be solved by leveling amplitude seismic and conditioning well log. The recommended drilling mud weight from pressure and stress analysis has range about 8.5 10.7 ppg from Lower Cibulakan Formation MMC to Talang Akar Formation. The recommended drilling mud weight is used for next exploration well.

Abstrak :
ABSTRAK
Eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi migas di Indonesia sampai sekarang masih terfokus pada migas konvensional dibandingkan migas nonkonvensional seperti hidrokarbon serpih. Hidrokarbon serpih adalah salah satu sumber energi migas yang terdapat di batuan induk memiliki material organik yang kaya dan telah mencapai kematangan, pada kondisi dan tipe tertentu dapat berfungsi sebagai reservoar minyak dan gas. Formasi Talang Akar adalah batuan induk dari Cekungan Jawa Barat Utara, berpotensi sebagai sistem petroleum nonkonvensional. Pada penelitian ini diintegrasikan analisis geokimia batuan induk, sifat fisika batuan dan interpretasi seismik yang menjadi dasar untuk melihat hubungan kekayaan dan kematangan material organik serta pesebarannya sebagai potensi hidrokarbon serpih di Cekungan Jawa Barat Utara. Hasil analisis geokimia batuan induk pada Formasi Talang Akar didapat tingkat kekayaan materi organik berkisar antara 0.57 ndash;1.81 wt fair-good , jendela awal kematangan pada kedalaman 3200 m dan tipe kerogen II/III menghasilkan minyak dan gas. Analisis sifat fisik batuan meliputi perhitungan Vshale, porositas, saturasi dan perhitungan TOC secara kontinu menggunakan Metode Passey untuk mengetahui nilai TOC pada setiap kedalaman pada Formasi Talang Akar. Hasil analisis selanjutnya adalah melakukan interpretasi seismik dengan metode inversi impedansi akustik model based untuk melihat persebaran batuan serpih dengan nilai 32000 ndash;54000 ft/s g/cc, arah penyebaran batuan serpih sebagai potensi hidrokarbon serpih berada di barat dan barat laut daerah penelitian. Kata Kunci:. Eksplorasi dan Produksi Migas, Hidrokarbon Serpih, Material Organik, Formasi Talang Akar, Geokimia Batuan Induk, Sifat Fisika Batuan, Inversi Seismik Impedansi Akustik

---

ABSTRACT
Shale Hydrocarbon Analysis Based on Geochemical and Seismic Data in Northwest Java BasinAbstract Hydrocarbon exploration and production in Indonesia until now still focused on conventional energy rather than unconventional energy, which is shale hydrocarbon. Shale hydrocarbon is one of energy which contained in source rock that has high organic richness and been reached, in specific condition could be reservoir rock. Talang Akar Formation is source rock of Northwest Java Sedimentary Basin. This research was conducted on the integration of the three methods including organic geochemical analysis, seismic interpretation and petrophysics which became the basis for the wealth of organic material see the relationship and maturity of organic material also the distribution on the potential of shale hydrocarbon in the region. The analysis of Organic Geochemistry in Talang Akar Formation obtained the level of wealth of organic matter ranged from 0.57 ndash 1.81 wt fair good , the initial maturity of the window at a depth of 3200 m and category II III kerogen type produces oil and gas. The analysis of petrophysics which include calculation of TOC based on Passey Method continuously, the results of the analysis of this petrophysics validated with the value of the laboratory analysis. The next step is doing seismic interpretation with acoustic impedance inversion method to see the spread of the shale rocks with a value 32000 ndash 54000 ft s g cc, the direction of spread of shale rocks as shale hydrocarbon potential in the West and Northwest areas of research area. Keyword Hydrocarbon exploration, unconventional energy, geochemical, shale hydrocarbon, Organic Geochemistry, Talang Akar Formation, Acoustic Impedance Seismic Inversion.

Abstrak :
Analisis hubungan tekanan pori dan pemodelan tiga dimensi sifat mekanika batuan telah dilakukan pada Lapangan ldquo;Azzam rdquo; Cekungan Jawa Timur. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui penyebaran overpressure pada tiap-tiap formasi serta melihat hubungannya terhadap tingkat kekerasan batuan. Penyebaran data geomekanik pada model grid tiga dimensi 3D dilakukan dengan dipandu oleh data Accoustic Impedance AI sebagai soft constraint menggunakan metode Sequential Gaussian Simulation SGS dengan tipe Collocated CoKriging yang terlebih dahulu dilakukan pemilihan koefisien korelasi dengan variasi nilai korelasi 0.1, 0.25 dan 0.75. Dari ketiga variasi koefisien korelasi tersebut diperoleh korelasi nilai 0.1 yang menunjukkan hasil yang paling sesuai untuk memperoleh hasil pemodelan yang optimal. Hasil dari penelitian menyatakan bahwa Lapangan ldquo;Azzam rdquo; mempunyai tingkat overpressure yang tinggi yang dapat menyebabkan efek blow out. Nilai tekanan pori yang besar terdapat di Zona Reservoar Ngrayong dan Tuban dengan nilai tekanan pori berkisar 7775.63 ndash; 7681.53 kPa. Sedangkan dari persebaran nilai properti mekanika batuan dilihat dari nilai Modulus Young dan Uniaxial Compressive Strength UCS , Formasi Ngrayong memiliki tingkat keretakan yang besar dengan nilai Modulus Young berkisar 289883 ndash; 3.7954e 07 kPa dan UCS sebesar 1763.03 ndash; 285373 kPa.

---

Analisis hubungan tekanan pori dan pemodelan tiga dimensi sifat mekanika batuan telah dilakukan pada Lapangan ldquo Azzam rdquo Cekungan Jawa Timur. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui penyebaran overpressure pada tiap tiap formasi serta melihat hubungannya terhadap tingkat kekerasan batuan. Penyebaran data geomekanik pada model grid tiga dimensi 3D dilakukan dengan dipandu oleh data Accoustic Impedance AI sebagai soft constraint menggunakan metode Sequential Gaussian Simulation SGS dengan tipe Collocated CoKriging yang terlebih dahulu dilakukan pemilihan koefisien korelasi dengan variasi nilai korelasi 0.1, 0.25 dan 0.75. Dari ketiga variasi koefisien korelasi tersebut diperoleh korelasi nilai 0.1 yang menunjukkan hasil yang paling sesuai untuk memperoleh hasil pemodelan yang optimal. Hasil dari penelitian menyatakan bahwa Lapangan ldquo Azzam rdquo mempunyai tingkat overpressure yang tinggi yang dapat menyebabkan efek blow out. Nilai tekanan pori yang besar terdapat di Zona Reservoar Ngrayong dan Tuban dengan nilai tekanan pori berkisar 7775.63 ndash 7681.53 kPa. Sedangkan dari persebaran nilai properti mekanika batuan dilihat dari nilai Modulus Young dan Uniaxial Compressive Strength UCS , Formasi Ngrayong memiliki tingkat keretakan yang besar dengan nilai Modulus Young berkisar 289883 ndash 3.7954e 07 kPa dan UCS sebesar 1763.03 ndash 285373 kPa.

Abstrak :
ABSTRAK
Kompartemen reservoar Lapangan Tamiang, Cekungan Sumatera Utara telah ditentukan berdasarkan analisis sekatan patahan. Lapangan Tamiang adalah lapangan tua yang menerapkan Oil Recovery Enhanced (EOR). EOR merupakan teknik untuk meningkatkan produksi dengan salah satu tekniknya adalah injeksi waterflooding. Analisis sekatan patahan menjadi informasi yang penting untuk melakukan injeksi waterflooding. Tujuan dari tesis ini adalah untuk menyelidiki karakteristik tiap patahan dalam hal sekatan tertutup atau terbuka dengan throw, shale gouge ratio (SGR), weight SGR, dan juxtaposisi. Tahapan analisis yang dilakukan adalah normalisasi gamma ray untuk mendapatkan volume shale, kemudian menganalisis sifat patahan dengan menggunakan Allan Diagram, lalu melakukan transmisibilitas multiplier, dan menambahkan parameter bulk modulus. Analisis kemudian divalidasi dengan sumur produksi dan injeksi. Patahan yang dianalisis berjumlah 23 patahan dengan dua perbedaan dipping, salah satu dipping ke barat laut dan yang lainnya ke arah tenggara. Kemudian, hasil dari arah patahan adalah sinistral dengan arah dari barat laut ke tenggara. Hasil penelitian menunjukkan bahwa lima kompartemen telah diidentifikasi, yang dibatasi oleh empat struktur utama. Sekatan patahan tertutup dan terbuka berbeda tiap layer zone. Pada zona 400 dan 560 patahan umumnya merupakan sekatan patahan tertutup. Untuk zona 600, 770 dan 800, patahan lebih dominan sekatan patahan terbuka. Zona 400, 560 dan 600, bulk modulus, zona patahan terbuka berada di barat daya. Sedangkan zona 770 dan 800 berada di timur laut. Adanya oblique patahan dan throw yang membuat perbedaan patahan tertutup dan patahan terbuka tiap layer berbeda. Hubungan antara karakter patahan (SGR, WSGR, throw, juxtaposisi), bulk modulus dan transmisibilitas menunjukkan adanya hubungan saling terintegrasi.

---

ABSTRACT
The reservoir compartments of Tamiang field, North Sumatra Basin has been properly determined based on the Sekatan fault analysis. Tamiang field is a mature field and have been stage of secondary recovery. Therefore, Tamiang field needs strategy to enhance production by applying Enhanced Oil Recovery (EOR). One of the EOR techniques is waterflooding, which is intended to mantain reservoir pressure and increase the oil recovery. Thus, the fault seal analysis become significant information in performing water flooding. The objective paper is to investigate the characteristic of fault in term of fault sealing or fault leaking by analyzing the throw, shale gouge ratio (SGR), weigth SGR, and juxtaposition. All these parameters are associated with fault sealing and non fault sealing zone, which is used as basis to determine water flooding, and making reservoir compartement. Phase of analysis are normalization gamma ray to estimate shale volume, then using Allan diagram to analyze behavior of faults, transmissibility multiplier and the next adding parameter of bulk modulus. Then the analysis is validated with production and injection wells. Taming field has 23 faults with two difference dipping, one dipping to northwest and the other to south east. Thus, the fault direction is sinistral with direction from northwest to south east. The result shows that four compartments have been identified, which is bounded by three main structure. Fault sealing and fault leaking are different from each layer zone. In zones of 400 and 560, faults are generally fault sealing. For zones 600, 770 and 800, more dominant fault leaking. Zones 400, 560 and 600, bulk modulus of fault sealing zones are in the southwest. While zones 770 and 800 are in the northeast. The existence of oblique faults and throws that make the difference fault sealing and fault leaking each layer differently. The relationship between the fault properties (SGR, WSGR, throw, juxtaposition), bulk modulus and transmissibility indicate an integrated relationship.

Abstrak :
ABSTRAK
Penurunan produktivitas reservoar migas adalah masalah yang dihadapi lapangan produksi minyak dan gas bumi. Enhanced Oil Recovery EOR dengan waterflooding merupakan salah satu cara yang dapat dilakukan sebagai solusi untuk mempertahankan produksi dengan menjaga tekanan reservoar. Pemodelan pore pressure yang akurat dapat membantu dalam melakukan upaya waterflooding. Tesis ini bertujuan untuk memodelkan geomekanika reservoar lapangan migas yang berada di Cekungan Sumatera Utara dengan melakukan proses pemfilteran data sumur sebagai langkah awal untuk membangun model pore pressure yang akurat. Wilayah studi penelitian ini adalah lapangan produksi tua di Cekungan Sumatra Utara. Lapangan ini memiliki banyak data sumur produksi. Data sumur tersebut harus dipilih yang masih cocok dengan data seismik yang tersedia untuk membangun model pore pressure yang akurat. Penggunaan pore pressure model memungkinkan semua informasi yang berkaitan dengan geomekanika pengeboran dan produksi dapat diamati. Data tekanan sumur yang diukur dalam reservoar telah disaring untuk membangun model. Dalam penelitian ini telah diintegrasikan data seismik tiga dimensi 3D dalam membangun distribusi model yang mencakup sebagian besar area lapangan. Penelitian ini menggunakan lebih dari 100 data sumur yang telah berproduksi lebih dari 40 tahun. Tahap filtering menghasilkan 43 sumur untuk membangun model log pore pressure satu dimensi. Model pore pressure tersebut didistribusikan dengan data seismik 3D yang disajikan dalam parameter akustik impedansi. Hasil model menunjukkan bahwa ada variasi parameter pore pressure di lapangan ini, yang merupakan sumber informasi penting dalam melakukan upaya waterflooding yang sukses di masa yang akan datang.

---

ABSTRACT
Reservoir depletion is a problem faced by mature oil and gas production fields. Enhanced Oil Recovery EOR by waterflooding is one of solutions to maintain the reservoir pressure. An accurate pore pressure model can be helpful in performing a successful waterflooding. This thesis aims to model the geomechanics of oil and gas reservoir which is located in the North Sumatra Basin by performing well data filtering as a first step to build an accurate pore pressure model. The study area of this research is a mature production field in North Sumatra Basin that has been depleted for many years. This field has many production well data. These well data must be filtered based on the pressure changes from seismic data acquisition as a reference in order to construct an accurate pore pressure model. The use of pore pressure model allows all information related to geomechanics of drilling and production can be observed. In this study, the pore pressure was distributed throughout the field that was guided by 3D seismic data. 100 productive wells that have been performed for more than 40 years of production are used, which was applied to the filtering. The filtering stage resulted in 43 wells to construct one dimensional pore pressure model, which was integrated to the 3D seismic data presented in acoustic impedance parameter. The model shows that there are variations of the geomechanical parameter on the field which is a helpful information in performing a successful waterflooding project in the future.

Abstrak :
ABSTRAK
Reservoir Mid Main Carbonate (MMC) merupakan bagian dari Formasi Cibulakan Atas yang berumur Miosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan MMC berpotensi sebagai reservoir batugamping dengan indikasi hidrokarbon berupa gas. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan karakter reservoir dari MMC dan persebarannya di lapangan penelitian dengan menggunakan data yang terbatas dalam memetakan karakter reservoir daan persebaran dari lapisan MMC sehingga bisa ditentukan target pengembangan lapangan ke depan. Penelitian ini dilakukan dengan data acuan berupa tiga sumur eksplorasi yang kurang tersebar dan juga seismik post-stack 2D multivintage yang memerlukan proses optimalisasi terlebih dahulu. Proses balancing amplitude dan miss-tie seismik dilakukan untuk mengurangi efek multivintage sebelum dilakukan inversi seismik dan upaya karakterisasi lebih detil dilakuakn dengan atribut Spectral Decomposition berbasis Continuous Wavelet Transformation. Karakter batugamping MMC ini terdiri dari batugamping-1 dan batugamping-2 yang keduanya merupakan fasies batugamping klastik backreef dengan nilai porositas efektif berkisar antara 5-15% dengan nilai porositas tertinggi diketahui relatif berada pada daerah tenggara dan barat laut lapangan. Berangkat dari model porositas reservoir MMC, interpretasi struktur dan integrasi dengan hasil analisis Spectral Decomposition selanjutnya ditentukan letak jebakan migas yang diajukan sebagai target eksplorasi selanjutnya.

---

ABSTRACT
The Mid Main Carbonate (MMC) reservoir is part of the early Miocene Upper Cibulakan Formation. Based on MMC drilling data, it has potential to be limestone reservoir with indication of gas hydrocarbon. This study aim is to map the characteristic of MMC reservoir and its distribution on the targeted field of research based on limited data, so that it can be determined the future field development target. This study was conducted with reference data in form of three exploratory wells and post-stack 2D multivintage seismic which requires optimization process prior to start characterization method. The process of balancing amplitude and misstie seismic is done first to reduce multivintage effect for the further seismic inversion which then detailed characterization were done using attribute of Spectral Decomposition based on Continuous Wavelet Transformation. The MMC limestone characteristic consists of limestone-1 and limestone-2, both of which are facies of backreef clastic limestone with effective porosity values ranging from 5- 15% with the highest known porosity value is relatively on the southeast and northwest regions of the area. Based on the MMC reservoir porosity model, structural interpretation and integration with Spectral Decomposition analysis results this study then determined the location of proposed oil and gas traps as the next exploration target.

Abstrak :
Karakterisasi secara dinamik pada formasi Keutapang telah dilakukan berdasarkan parameter geomekanik. Parameter geomekanik pada konteks ini merupakan parameter bergantung stress yaitu porositas dan permeabilitas pada lapisan Z600. Studi ini dibatasi oleh sistem transmibilitas tertutup dari lapisan yang lain. Parameter fisis ini dikontrol oleh perubahan tekanan formasi pada saat diproduksikan dari sumur produksi.Temuan dari studi ini meliputi kontrol utama dalam melakukan pembaharuan model mekanis yaitu nilai kompresibilitas pori dari lapisan Z600. Pembaharuan dilakukan setiap tahunnya dalam medio 1994-2011. Dari hasil pembaharuan dalam periode tersebut didapat hasil bahwa pada parameter porositas, turunnya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan mengurangi nilai porositas secara eksponensial sebesar 4 dan mengikuti persamaan y = 0.0362e0.0022x. Sedangkan naiknya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan menambah nilai porositas secara eksponensial sebesar 6 dan mengikuti persamaan y = 0.0589e0.0016x. Pada parameter permeabilitas, turunnya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan mengurangi nilai permeabilitas secara eksponensial sebesar 25 mD dan mengikuti persamaan y = 24.558e0.0007x. Sedangkan naiknya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan menambah nilai permeabilitas secara eksponensial sebesar 12.5 mD dan mengikuti persamaan y = 10.786e0.0037x.Model mekanis bumi MEM dari lapisan Z600 yang sudah diperharui tiap tahunnya ini akan sangat berguna sebagai input dalam melakukan simulasi injeksi fluida ke reservoir EOR ke lapisan yang mengalami deplesi tekanan produksi. Dalam sejarah ekplorasi dan eksploitasi migas di Indonesia, studi ini merupakan pionir sehingga dapat diharapkan dapat membuat metode ini dapat diaplikasikan di lapangan yang sudah mengalami penurunan tekanan pasca produksi.

---

"Jaeger" oilfield, the study that has been conducted has main purpose to identify the physical stress dependent parameter changes of reservoir which are porosity and permeability of Z600 layer. Bounded by closed transmibility multiplier system from another verticaly stacked layer. This physical parameter controlled by pore pressure changes during field production in time sequentially. The primary control to determine updated reservoir physical model in this research was the dynamic value of pore compressibility of Z600 layer. Updating has provided in 1994 2011 interval. From the updating processes, we can conclude that for pore pressure decrases with 50 psi will reduce the value of porosity around 4 and following formula y 0.0362e0.0022x. for pore pressure incrases with 50 psi will added the value of porosity around 6 and following formula y 0.0589e0.0016x. In terms of permeability, for pore pressure decrases with 50 psi will reduce the value of permeability around 25mD and following formula y 24.558e0.0007x. For pore pressure incrases with 50 psi will added the value of permeability around 12.5 mD and following formula y 10.786e0.0037x.The updated Mechanical Earth Model of Z600 layer represents the current condition and can be used as an input for reservoir simulation to estimate physical behavior during EOR activity to depleted formation pressure. This research is pioneer in terms of integrating geomechanical model with reservoir simulation, and hope can give a great impact to another depleted pressure oilfield.

Abstrak :
Lapangan SP merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Cekungan Arjuna. Berdasarkan data sumur FD-01 pada Main Formation ditemukan keberadaan hidrokarbon. Data Drill Steam Test pada Top B-28B dan Top B-29A menunjukan keberadaan hidrokarbon gas. Oleh karena itu perlu dilakukan karakterisasi reservoar pada zona target tersebut dengan menggunakan metode Impedansi Akustik (IA), AVO, dan Lambda Mu Rho. Tahapan pengolahan data pada penelitian ini yaitu melakukan inversi IA, dilanjutkan analisa respon AVO dan Lambda Mu Rho. Hasil inversi IA mampu memisahkan lapisan reservoar sandstone dan non reservoar shale. Nilai IA yang di golongkan sebagi reservoar sandstone B-28B dan B-29A terletak pada rentang nilai 10.000 (ft/s)(gr/cc) - 12.500 (ft/s)(gr/cc). Sedangkan yang non reservoar memiliki nilai IA antara 13.000 (ft/s)(gr/cc) - 15.000 (ft/s)(gr/cc). Nilai IA sandstone lebih rendah dibanding shale secara geologi mengidikasikan reservoar sandstone tersebut bersifat unconsolidated. Berdasarkan delineasi sebaran impedansi akustik, sandstone B-28B dan B29-A pada arah timur - barat menipis kearah cekungan di sebelah barat, dan pada arah utara - selatan sandstone menipis ke arah cekungan di sebelah selatan. Analisa respon AVO pada data gather menunjukan AVO kelas IV, yang berasosiasi dengan low impedace contrast yang sesuai dengan hasil inversi Impedansi Akustik. Respon AVO kelas IV secara geologi berasosiasi dengan lapisan unconsolidated sandstone dengan penutup shale di atasnya. Lambda Mu Rho dapat mendelineasi keberadaan reservoar sandstone yang berisi gas. Nilai Mu Rho yang di interpretasi sebagi sandstone B28-B dan B-29A memiliki nilai 0,75 (GPa)(gr/cc) - 1,40 (GPa)(gr/cc). Sandstone B-28B dan B-29A memiliki nilai Lambda Rho antara 1 (GPa)(gr/cc) - 5,8 (GPa)(gr/cc). Berdasarkan delineasi Lambda Rho dan Mu Rho, sumber pengendapan sandstone B-28B dan B-29A pada cekungan arjuna berasal dari arah utara dan timur. Hasil penelitian ini diharapkan bisa menjadi masukan dalam penentuan titik pengeboran sumur eksplorasi yang baru. Secara geologi dan hasil dari Lambda Mu Rho sebaiknya diletakan pada pada lintasan SP02 CDP 1005050. Dimana titik tersebut terletak pada puncak antiklin dan memiliki nilai Lambda Rho rendah yang berasosiasi dengan gas. ......SP exploration field, which is located at Arjuna Basin, shows hydrocarbon potential in Main formation based on well data FD-01. Drill Steam Test data at Top B-28B and Top B-29A shows any gas hydrocarbon. Therefore, reservoir characterization in target zone is needed using several method such as Acoustic Impedance (AI), AVO, and Lambda Mu Rho. This research has been divided into three domain step: AI inversion, AVO responses analysis, and Lambda Mu Rho. The result from AI inversion can separate lithology between sandstone reservoir and shale non reservoir. AI value from sandstone reservoir B-28B and B-29A in range 10000 (ft/s)(gr/cc) – 12500(ft/s)(gr/cc) and non reservoir has AI value in range 13000 (ft/s)(gr/cc) – 15000 (ft/s)(gr/cc). Giologically, AI value of sandstone is lower than shale which indicating sandstone reservoar has unconsolidated properties. Based on deliniation of AI distribution, B-28B and B-29A sandstone at East - West direction decrease toward to west basin, and sandstone at North - South direction decrease toward to south basin. AVO response analysis on gather data shows class IV AVO, this response associated with low impedance contrast related to AI inversion result. Geologically, Fourth class of AVO response associates between unconsolidated sandstone layer overlaid with shale caprock on top. Lambda Mu Rho result can delineate any gas bearing sand. Sandstone reservoir B-28B and B-29A has Mu Rho value in range 0.75 (Gpa)(gr/cc) – 1.40 (Gpa)(gr/cc) and Lambda Rho in range 1 (Gpa)(gr/cc) - 5.8 (Gpa)(gr/cc). According to Lambda Rho and Mu Rho delineation, depositional source of sandstone B-28B and B29-A are from north and east Arjuna Basin. Results from this research can be used as a guidance to locate a new wellbore exploration. From geological and Lambha Mu Rho results, the wellbore should be put on line SP02 CDP 1005050, where this area is located at top of anticline and has a low Lambdha Rho value which is associated with gas potential.