Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Masalah dalam penentuan berapa lama suatu lapangan hidrokarbon dapat beroperasi menjadi hal utama yang sulit ditentukan berdasarkan data interpretasi lapangan sebelum dilakukanya pengeboran Hal ini diakibatkan oleh ketidakpastian akan pengaruh luar terhadap reservoar tersebut Untuk menggambarkan kondisi lapangan setelah diproduksi maka perlu dilakukannya simulasi Hasil simulasi menyatakan bahwa lapangan X memiliki kemungkinan produksi hingga tahun 2015 dengan total produksi sebesar 3 927 830 2 barrel dengan pengaruh dorongan akuifer bervolume 500 000 dan indeks produksi 5 000 setelah mencocokkan data sejarah produksi dengan data simulasi pada januari 2011 hingga januari 2013 Penerapan Perolehan Kedua SR seperti injeksi kimia harus sudah dilakukan sebelum tahun 2015 karena pengaruh dorongan dari akuifer tidak dapat membantu bergeraknya hidrokarbon ke permukaan. ......Determining how long a hydrocarbon field can operate becomes the main thing because it was difficult to determine based on the interpretation of the data field before production This is caused by the uncertainty of external influence on the reservoir To describe the condition of the field after being produced it is necessary to do simulations The simulations show that the field X has the possibility of production until 2015 with a total production amounted to 3 927 830 2 barrels with aquifer drive volume 500 000 and the production index of 5000 The simulation based on history matching of production data with simulation data in January 2011 until January 2013 Application of Second Recovery SR such as chemical injection had been done before 2015 because of the drive influence from the aquifer no longer help the movement of hydrocarbons to the surface.

Abstrak :
Terdapat beberapa sumur yang telah di bor oleh operator onshore yang ditujukan untuk mengevaluasi formasi berdasarkan konsep multi-mineral, dengan menggunakan Data WL (Wireline Log) dan Data Core sebagai input utama. Objek penelitian ini berupa reservoar karbonat yang berada pada Lapangan Diamond, Blok Matindok, Sulawesi Tengah, yang memiliki litologi kompleks dengan proses dolomitisasi yang beragam, serta keberadaan dari kuarsa dan lempung. WL yang lengkap digunakan untuk memudahkan dalam mengkarakterisasi reservoar. Logging yang dilakukan diantaranya adalah gamma-ray, spontaneous-potential, laterolog, micro-spherically focused log, neutron, densitas, dan sonik. Porositas dan permeabilitas merupakan parameter utama dalam mengidentifikasi reservoar, juga dibutuhkan parameter saturasi air dan kandungan lempung untuk mengidentifikasi reservoar secara lebih terperinci. Penelitian ini merepresentasikan hasil dari integrasi antara analisis data konvensional core dan WL. Analisis dengan core menunjukkan validitas dari model litologi dan fluida yang dihasilkan pada ELAN, dengan kisaran nilai porositas dan permeabilitas sekitar 23% dan 154 mD, serta nilai saturasi air dan kandungan lempung yang kurang dari 18%. Dari analisis core, juga ditunjukkan tipe dari porositas yang ada pada formasi tersebut, yaitu vuggy dan mouldic, yang dsebabkan oleh proses pelarutan. ......There are several wells which have drilled by an onshore operator in order to perform multi-mineral formation evaluation using WL (Wireline Log) Data and Core Data as main inputs. This study was in a carbonate reservoir in Diamond Field, Matindok Block, Central Sulawesi, which has a complex lithology with variable amounts of dolomitization and presence of quartz and clay. A complete WL program followed for a better understanding of reservoir characteristics. The logging program included gamma-ray, spontaneous-potential, laterolog, micro-spherically focused log, neutron, density, and sonic. Porosity and permeability are the key parameters for identifying reservoir, and also needs water saturation and clay volume parameters to identify reservoir more clearly. This study presents the results of integration between conventional core analysis and WL. Core analysis shows the validity of the lithology and fluid model which is resulted by ELAN, and has porosity and permeability around 23% and 154 mD, and less than 18% of water saturation and clay volume. From core analysis, it also shows a type of porosity in this formation, which is vuggy and mouldic, because they were generated by dissolution process.

Abstrak :
Penelitian ini terletak di lapangan Danish North Sea, tepatnya di sebelah barat dari Denmark. Reservoar Karbonat pada lapangan ini merupakan platform karbonat, dimana litologinya berupa chalk pada formasi ekofisk di kedalaman 1850 m. Metoda Atribut Dekomposisi Spektral sangat baik untuk mengidentifikasi hidrokarbon berdasarkan parameter frekuensi. Pada penelitian ini menggunakan CWT (Continuous Wavelet Transform) dengan menggunakan wavelet Mexican Hat sebagai wavelet input. Pada interpretasi lanjut menganalisis grafik dari time - frekuensi spektrum, dimana grafik ini menunjukan 2 karakteristik reservoar konten (reservoar minyak dan reservoar air). Frekuensi dominan dari minyak yang ditunjukan pada grafik sebesar 20 Hz. Setelah itu ditentukan penyebaran reservoar dari konten minyak tersebut. Berdasarkan hasil analisa dekomposisi spektral menunjukan persebaran hidrokarbon pada reservoar chalk formasi ekofisk berada pada bagian selatan, timur laut, dan barat laut lapangan danish north sea merupakan zona prospek.

---

This research is located in Danish North Sea Field, the west side of Denmark. Carbonat Reservoirs in the field were formed in platform carbonate type which the lithology was the chalk layer at Ekofisk formation around 1850 m. The spectral decomposition method is very good tool to identify the hydrocarbon prospecting based on frequency parameters. In this research, the author using CWT (Continuous Wavelet Transform) with respect to Mexican Hat wavelet type as wavelet input the relation time - frequency spectrum. The result showed two kind reservoirs prospecting, hidrocarbon and water reservoir. From hydrocarbon reservoir, it was found the frequency dominant around 20 Hz, whereas the water reservoir was 23 Hz. Then, we applied CWT by the frequency dominant 20 Hz to seismic horizon target in this area. Based spectral decomposition analyzed, we cofirmed the hydrocarbon prospecting originated from chalk layer in Ekofisk formation. The prospect time was positioned in the south side and north-east side directions.

Abstrak :
ABSTRAK
Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu Cekungan busur belakang (back-arc basin) yang terbentuk akibat proses subduksi antara lempeng Indo Australia dengan lempeng Eurasia pada Jaman Pra Tersier hingga Tersier awal (Sarjono dan Sardjito,1989). Formasi AirBenakat yang terdapat pada Cekungan Sumatera Selatan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon dan telah dieksplorasi sejak tahun 1979. Target pada Top M, Top N dan Top O merupakan zona prediksi dengan ketebalan 0.69 meter hingga 22.3 meter. Berdasarkan data produksi zona-zona tersebut terbukti terdapat hidrokarbon. Analisa petrofisika dan evaluasi formasi merupakan tahap awal untuk mengkarakterisasi reservoar dengan menganalisa sifat batuan seperti porositas, kandungan lempung, permeabilitas, dan saturasi air. Metode multiatribut seismik merupakan salah satu metode statistika menggunakan lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari bumi. Pada analisis ini dicari hubungan antara log dengan data seismik pada lokasi sumur dan menggunakan hubungan tersebut untuk mempredikasi atau mengestimasi volume dari properti log pada semua lokasi pada volum seismik. Inversi sparse-spike digunakan sebagai external attribute, metode neural network digunakan untuk meningkatkan korelasi antara aktual dan log prediksi. Berdasarkan hasil petrofisika porositas pada zona target berkisar 9.6-26% dan reservoar yang berpotensi terdapat gas memiliki saturasi air sebesar 8.9%-39.7, dan reservoar yang berpotensi terdapat oil memiliki saturasi sebesar 40-43%,dengan kandungan lempung sekitar 10.7%-26.9%.

---

ABSTRACT
South Sumatera Basin is a back-arc basin that was formed by subduction process between Indo-Autralia Plate and Eurasia Plate in Pre-Tersier mass until Early Tersier mass (Sarjono and Sarjito,1989). AirBenakat formation where is located in South Sumatera Basin has been proven that it has produced and it has been producted since 1979. Target zones at Top M, Top N, Top O are prediction zone that have been proven as reservoir zone by production data. Target zones have thickness between 0.69 meter until 22.3 meter. Petrophysical analysis and evaluation formation is first step to characterize reservoir with analyzing rock properties such as porosity, clay volume, permeability, and saturation of water. Multi-attributes seismik is one statistical method that uses more than one attribute to predic earth?s physical properties. In this analysis, we find the the correlation between log data with seismic data in well location, and use this corelation to predict or estimate volume of log property in all seismic volume. Sparse-spike inversion is used as external attribute, neural network method is used to increase corellation between actual and predict log. Based on petrophyscal analysis result, target zones have porosity values 9.6-26% and reservoir that is potential for being gas reservoir have saturation of water values 8.9-39.7% , reservoir that is potential for being oil resevoir have saturation of water values 40-43%, with volume clay values 10.7-26.9%

Abstrak :
Analisis AVO dan inversi simultan merupakan metode yang berperan penting dalam mengidentifikasi litologi dan fluida reservoir. Pada penelitian ini, analisis AVO dan inversi simultan dilakukan pada lapangan F, cekungan Sumatera Selatan. Analisis anomali AVO diterapkan untuk mengidentifikasi bright-spot sebagai indikasi adanya reservoir batu pasir yang mengandung gas. Dengan menggunakan angle plot pada data prekondisi, crossplot atribut intercept dan gradient, ditemukan anomali AVO yang disesuaikan dengan klasifikasi AVO Rutherford dan William. Dari hasil analisis ini, ditemukan anomali AVO kelas I pada kedalaman zona target, yaitu time 1222 - 1250 ms, inline 2103 dan crossline 10382. Analisis AVO dilakukan pada atribut AVO, yaitu intercept yang bernilai positif, gradient yang bernilai negatif, product yang bernilai negatif, dan scaled Poisson’s ratio changed yang bernilai rendah. Dari inversi simultan didapatkan atribut angle stack, impedansi akustik, impedansi elastis dan densitas, yang menunjukkan respon amplitudo yang berbeda pada setiap atribut di lapisan. Analisis inversi simultan dilakukan pada partial angle stack, yaitu near angle stack (0° - 12°), mid angle stack 10° - 22°), dan far angle stack (15° - 25°). Inversi simultan dilakukan untuk identifikasi reservoar batupasir menggunakan parameter impedansi S dengan range nilai (14649 -20413 (ft/s)*(gr/cc)) dan densitas dengan range nilai (2,13 - 2,32 (gr/cc)). Sedangkan parameter impedansi P dengan range nilai (24584 - 30187 (ft/s)*(gr/cc)) dan VpVs ratio dengan range nilai (1,3 - 1,63 unitless) digunakan untuk identifikasi fluida reservoar. Nilai VpVs_ratio yang rendah menunjukkan adanya gas. ......AVO analysis and simultaneous inversion is the important method to identify lithology and reservoir fluid. In this research, AVO analysis and simultaneous inversion were applied to the field F, South Sumatera Basin. Anomaly of AVO analysis applied to identify bright-spot as an indication of a reservoir sandstone containing gas. Using a plot angle on pre-conditioning data, crossplot attribute between intercept and gradient, AVO analysis based on the classification AVO of Rutherford and William. This analysis showed AVO class I anomaly in the depth of target zone, time 1222 - 1250 ms, inline 2103 and crossline 10382. AVO analysis was carried out on AVO attributes, positive intercept, negative gradient, negative product, and low scaled Poisson’s ratio changed. Simultaneous Inversion obtained angle stack attributes, acoustic impedance, elastic impedance and the density, which show response amplitude different on every attribute in layers. Simultaneous inversion analysis was performed on partial angle stack start from near angle stack (0° - 12°), mid angle stack (10° - 22°), and far angle stack (15° - 25°). Simultaneous inversion analysis was applied to identify sandstone reservoir by using S impedance parameter with range (14649 -20413 (ft/s)*(gr/cc)) and density with range (2,13 - 2,32 (gr/cc)). Furthermore, P impedance parameter with range (24584 - 30187 (ft/s)*(gr/cc)) and VpVs ratio with range (1,3 - 1,63 unitless) were used to identify reservoir fluid. The low value of VpVs_ratio shows containing gas.