Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Identifikasi karakter reservoir dengan data seismik merupakan hal yang menarik untuk dilakukan dalam eksplorasi dan produksi hydrocarbon, untuk menginterpretasikan kondisi bawah permukaan seperti porositas, struktur geology, karakter reservoir dan kandungan HC diperlukan suatu metoda geofisika, seperti inverse seismik. Terutama jika berhubungan dengan batuan karbonat, dimana distribusinya selalu menjadi focus utama dalam eksplorasi minyak bumi karena baik penyebaran vertikal maupun horizontal pada umumnya tidak homogen. Subcekungan Jambi dimana salah satu reservoir yang penting dan banyak menghasilkan hidrokarbon adalah batupasir dan batuan karbonat, dimana batuan karbonat secara lateral maupun vertikal mempunyai tingkat uncertainty yang tinggi. Dengan dasar tersebut kami mencoba untuk mempelajari kondisi bawah permukaan daerah penelitian dengan menggunakan metod inverse seismik dengan melihat response Acoustic Impedance (AI). Salah satu sifat akustik batuan adalah impedansi akustik (AI) yang sangat dikontrol oleh kecepatan. Sementara kecepatan terutama tergantung terhadap porosity atau material yang mengisi poripori baik gas maupun cairan yang dapat berupa air atau minyak. Data log sumur yang diintegrasikan dengan seismik stack akan diperoleh akustik impedance hasil inversi, selanjutnya dilakukan cross plot dengan well untuk mendapatkan hubungan yang akan dipakai sebagai dasar mengevaluasi nilai AI hasil inversi, kemudian didapat hasil akhir porositas. Berdasarkan analisis dan evaluasi yang menyeluruh diketahui bahwa didaerah Tasya terdapat prospek hidrokarbon dilapisan batupasir, karbonat dan kemungkinan fracture Basement.

Abstrak :
Tekanan formasi atau sering disebut dengan formation pressure atau pore pressure merupakan salah satu obyek yang menarik untuk dipelajari, karena dari sini kita bisa menganalisis suatu reservoar, baik untuk menentukan kontak antara beberapa fluida yang berbeda (minyak-gas, minyak-air, atau air-gas), maupun untuk menganalisa lapisan penyekat dan juga kemungkinan ada tidaknya hubungan antara reservoarreservoar yang saling berdekatan. Pada kegiatan pengeboran (drilling), tekanan formasi digunakan sebagai analisa awal yang sangat penting untuk menyiapkan lumpur pemboran dan juga menentukan letak casing. Kegagalan dalam menganalisa tekanan formasi lapisan, akan berakibat fatal dan bisa menyebabkan semburan liar atau biasa disebut blow out, yang pada akhirnya berpengaruh terhadap biaya operasional di lapangan. Sampai hari ini, tekanan formasi hanya bisa dideteksi dengan akurat jika dilakukan pengukuran secara langsung pada sumur dengan menggunakan peralatan logging. Tentu saja hasilnya sangat terbatas hanya pada titik sumur tersebut, dan tidak bisa dipakai untuk prediksi tekanan secara mendatar. Kekurangan ini bisa diatasi dengan menggunakan data seismik permukaan, yang meskipun mempunyai kelemahan resolusi ke arah vertikal, tetapi mempunyai kelebihan ke arah horisontal. Adapun atribut seismik yang akan dimanfaatkan untuk melakukan prediksi tekanan formasi adalah kecepatan gelombang seismik (seismic velocity), yang merupakan hasil dari analisa kecepatan untuk koreksi NMO (normal moveout correction). Metode Bower (Kelly, 2005) digunakan dalam perhitungan prediksi tekanan bawah permukaan, dimana sumur tersebut mempunyai data-data densitas, kecepatan gelombang P (P-wave sonic) maupun tekanan formasi yang diperoleh selama pengeboran. Selanjutnya, dari data sumur tersebut dilakukan perhitungan parameterparameter hubungan antara: 1) Kecepatan dan densitas batuan, 2) Tekanan dan kecepatan gelombang seismik. Untuk mendapatkan prediksi tekanan secara mendatar, digunakan data Vrms (kecepatan rms) sebagai hasil dari koreksi NMO, yang selanjutnya dikonversikan ke kecepatan interval. Mengingat keterbatasan resolusi vertikal pada data seismik pantul, maka agar diperoleh hasil yang lebih akurat, dilakukan kalibrasi menggunakan data kecepatan gelombang P dari checkshot atau VSP pada sumur-sumur yang dilewati oleh lintasan seismik. Penelitian ini telah membuktikan bahwa kecepatan gelombang seismik bisa digunakan untuk prediksi tekanan formasi dengan pendekatan metode Bower. Dimana hasilnya bisa dimanfaatkan untuk memprediksi tekanan bawah permukaan secara regional, sehingga dapat digunakan sebagai bahan pertimbangan sebelum melakukan pengeboran. ......Formation pressure, also commonly known as pore pressure, has become one of the most interesting fields in hydrocarbon exploration and production in order to characterize a reservoir, whether to determine the contact level between different fluid phases (such as oil-gas, oil-water, or gas-water contact), or to analyze the sealing and connectivity within compartmentalized reservoirs. In a drilling process, formation pressure is employed as an important initial analysis tool to choose the type of drilling mud that is going to be used, and also to determine the casing points in order to avoid formation overpressure. Failure in analyzing the formation pressure, could cause fatalities such as blowout and impact the total operational cost of a field. To date, accurate detection of formation pressure can only be achieved from well measurements. This results in limited areas of measurement and lack of information in the lateral direction. This limitation can be overcome by employing seismic data that have laterally good coverage, although significantly lower vertical resolution compared to well data. Seismic attribute used to laterally estimate the formation pressure is the stacking velocity field obtained from velocity analysis that was used to perform normal moveout (nmo) correction the seismic data. Bower's method (Kelly, 2005) is used in formation pressure estimation based on wells that have density and P-wave sonic logs; and formation pressure information that were recorded during the drilling process. Based on these data, a set of calculation is performed to derive the relation between: 1) Velocity and density of the formation, and 2) Pressure and the seismic velocity. Laterally distributed rms velocity (Vrms) from the stacking velocity field is then converted into interval velocity (Vint) in order to relate it with laterally distributed pressure. Due to the low-resolution nature of the seismic velocity, calibration to the wells using checkshot and VSP was performed to obtain a more accurate estimation. The work outlined in this thesis shows that seismic velocity can be used to estimate formation pressure by incorporating Bower?s method. Formation pressure obtained from seismic velocity can be utilized to estimate regional formation pressure in drilling decisions.

Abstrak :
Spektral dekomposisi memberikan sebuah arti baru dalam penggunaan data seismik dan Discrite Fourier Transform (DFT) untuk penggambaran dan pemetaan ketebalan lapisan fungsi waktu dan ketidak selarasan geologi meliputi survey seismic 3-D yang luas. Dengan mentranformasikan data seismik ke domain frekuensi dengan DFT, amplitudo spektrumnya mengindikasikan variasi ketebalan lapisan fungsi waktu sedangkan spektrum phase nya mengindikaskan ketidakselararan geologi secara lateral. Sementara itu, geostatistik menyediakan teknik integrasi antara data sumur (?hard data?) dan data seismik ("soft data"). Lebih dari satu dekade, khususnya ketika mengintergrasikan data seismik 3-D dan data sumur, teknik geostatistik telah diterima sebagai teknologi untuk karakterisasi reservoar minyak bumi. Penelitian ini dilakukan dengan membuat suatu metode untuk estimasi ketebalan reservoar batupasir dengan mengintegrasikan metode spektral dekomposisi dan teknik geostatistik. Model sintetik lapisan membaji digunakan untuk membuktikan teori spektral dekomposisi. Setelah sukses dalam karakterisasi model sintetik, kemudian metode ini digunakan pada data riil dengan mengintegasi teknik geostatistik untuk kuantifikasi ketebalan reservoir batupasir. Dari metode spektral dekomposisi diperoleh attribut frekuensi tuning yang mempunyai korelasi terbalik dengan ketebalan reservoar pada sumur-sumur kontrol. Dengan teknik geostatistik, attribut frekuensi tuning digunakan sebagai preditor untuk mengestimasi ketebalan reservoar batupasir diluar sumur kontrol. Dua model kasus dengan berbeda koefisien korelasi digunakan untuk menguji metode ini. Untuk validasi, kemudian digunakan dua data sumur sebagai blind test di masing-masing kasus untuk mengetahui keakuratan estimasi ketebalan reservoar batupasir dengan metode ini dibandingkan dengan metode konvensional kriging data sumur saja. Hasilnya memperlihatkan bahwa metode ini memberikan hasil yang lebih akurat dibandingkan dengan metode konvensional. Sehingga metode ini dapat menjadi salah satu alternatif untuk kuantifikasi ketebalan reservoar. ......Spectral decomposition provides a novel means of utilizing seismic data and the Discrete Fourier Transform (DFT) for imaging and mapping temporal bed thickness and geologic discontinuities over large 3-D seismic surveys. By transforming the seismic data into the frequency domain via the DFT, the amplitude spectra delineate temporal bed thickness variability while the phase spectra indicate lateral geologic discontinuities. Meanwhile, geostatistics provide data integration techniques between wells data (?hard data?) and seismic data (?soft data?). For more than a decade, geostatistical techniques, especially when incorporating 3-D seismic data, have been an accepted technology to characterize petroleum reservoirs. The research was done by building a methodology for estimating sandstone reservoir thickness by integrating spectral decomposition and geostatistical techniques. Wedge synthetic model used for proving spectral decomposition theory. After having a successfully in characterization on synthetic model then the methodology applied to the real data with geostatistical techniques for quantify sandstone reservoir thickness. From spectral decomposition method, we got attribute tuning frequency which have inverse correlation with sandstone reservoir thickness in control wells. With geostatistic technique, collocated cokriging, attribute frequency tuning used as predictor for quantifying sandstone reservoir thickness away from the wells. Two difference cases with difference correlation coefficient used for testing this method. For validation, then two wells used as blind test for every case to understand the accurateness of this method compare to conventional method using kriging wells data only. This method gave an accurate results compare to conventional kriging method. And this method can be used an alternative method for quantify reservoir thickness.

Abstrak :
Sudah sangat jelas bahwa analisa spektral sangat efektif dalam interpretasi seismik kuantitatif. Pada metode konvensional, analisa peta time-frequency diperoleh dari Short Window Fourier Transform (SWFT) yang mana resolusi terbatas pada besar panjang-pendek analisa window. Sebaliknya, pada metode Continuous Wavelet Transform (CWT) tidak secara khusus menentukan panjang window dan resolusi tidak terpaku pada nilai time-frequency yang tetap pada ruang time-frequency. Metode CWT memanfaatkan dilatasi dan translasi pada wavelet untuk menghasilkan peta time-scale. Dalam hal ini satu skala mencerminkan satu pita frekuensi, dan berbanding terbalik dengan waktu dukung dilatasi waveletnya. Pada tesis ini, penulis mencoba metode yang relatif baru untuk memetakan gambaran stratigrafi dengan melakukan analisa atribut pada data seismik hasil transformasi wavelet (CWT) untuk beberapa skala. Teknik ini menggabungkan konsep transformasi wavelet dengan analisa atribut data seismik. Atribut CWT dibuat dari operasi transformasi Hilber pada hasil CWT untuk beberapa skala. Dalam tesis ini, penulis lebih fokus terhadap atribut envelope karena atribut ini menggambarkan kontras impedansi akustik dan batas sekuen stratigrafi lebih baik. Penulis juga mendemonstrasikan kelebihan analisa atribut transformasi wavelet pada data sebenarnya, yaitu pemetaan gambaran stratigrafi pada batu pasir Paleogene Pematang, pada blok X cekungan Sumatra Tengah. Peta penyebaran reservoar dihasilkan dengan cara membuat horizon slice pada data atribut CWT untuk beberapa skala terhadap horizon interest, sementara magnitude atribut CWT menunjukkan variasi ketebalan vertikal. Hasil akhir atribut transformasi wavelet CWT terhadap horizon interest dengan jelas menggambarkan batas penyebaran reservoar sekuen Pematang-8 di blok X, cekungan Sumatra Tengah. ......It's obvious that spectral analysis is effective tool for quantitative interpretation. Conventional method is analyzing time-frequency map using the Short Window Fourier Transform (SWFT) which limits the time-frequency resolution by a pre-defined window length. In contrast, the continuous wavelet transform (CWT) method does not require pre-selecting a window length and does not have a fixed time-frequency resolution over the time-frequency space. The CWT utilizes dilation and translation of a wavelet to produce a time-scale map. One scale encompasses a frequency band, and is inversely proportional to the time support of the dilated wavelet. In this thesis, author use new methodology for mapping stratigraphic feature by generating attribute of the result of CWT seismic 3D data in many scales. This technique basically combines CWT concepts with seismic attribute analyzing. The attribute CWT is created by Hilbert transform of the CWT result in many scales. In this case, author focus on envelope attribute instead of other instantaneous attribute, as envelope attribute represents the total instantaneous energy and it is a physical attribute, which can be used to detect any characteristics such as acoustic impedance contrast or sequence boundaries of stratigraphic layer. Author also demonstrates the value of attribute CWT in real seismic 3D data, which is mapping a stratigraphic feature of Pematang Paleogene age sandstone, Central Sumatra Basin. Lateral reservoir map is produced by generating attribute of CWT seismic data in many CWT scales then applying horizon slice for the horizon interest, while magnitude of the peak attribute of certain CWT scale show the vertical thickness variation. The result of attributes CWT clearly show Pematang stratigraphic boundary in a block X, Central Sumatra basin.

Abstrak :
Salah satu aspek penting dalam inveri seismik adalah estimasi wavelet yang bisa mewakili data seismik secara komprehensif. Dalam tesis ini akan dijabarkan konsep dan implementasi algoritma Kolmogoroff dalam estimasi wavelet. Secara prinsip, dalam metoda Komogoroff, spektrum fasa minimum ditentukan atas spektrum amplitudo yang diberikan. Jika diberikan spektrum amplitudo dengan panjang wavelet n+1 maka terdapat 2n wavelet dengan spektrum fasa yang berbeda, namun hanya satu dari 2n wavelet yang mmiliki spektrum fasa minimum. Pendekatan yang unik ini diharapkan bisa memberikan estimasi wavelet yang representative. Dalam proses ini, kondisi data seismik diasumsikan terdiri dari deret reflektivitas yang acak dan merupakan hasil konvolusi dari wavelet berfasa minimum. Keabsahan dari asumsi tersebut telah diuji dengan deret reflektivitas dari suatu data sumuran dan trace seismik sintetik. Untuk verifikasi dari unjuk kerja algoritma Kolmogoroff, terlebih dahulu diaplikasikan ke data sintetik. Lebih lanjut aplikasi dengan data real dilakukan untuk menentukan distribusi impedansi akustik melalui inversi seismik. Sebagai acuan dalam mengevaluasi hasil inversi seismik dilakukan komparasi terhadap teknik Band Limited inversion yang dihasilkan dari software komersiil. Hasil koparasi menunjukkan korelasi yang optimum.

Abstrak :
ABSTRACT
The study establishes the thickness and distribution of the ?X? sandstone reservoir in the ASA Field that is located at the southern margin of West Natuna Basin, southwestern South China Sea. The field is located on top of the ?D? horst, which is bordered by the east-northeast (ENE) -west-southwest (WSW) trending basement ridge on the south. By application of discrete Fourier transform (DFT) on high-resolution 3D seismic data over a short window covering the geologic zone of interest, the amplitude spectra of an ?X? sandstone prone channel can help delineate temporal bed thickness variability and sandstone distribution. Spectral decomposition is just valid for analysis covered one wavelet seismic that will decrease the noise, so that all of frequency range until Nyquist frequency can be used for analysis. Noise appearance can be used to determine geological boundaries such as channels and sand bars, but it cannot be used for the thickness estimation. The maximum value of the first peak frequency will determine the thinnest layer observable within analysis window. The average tuning thickness ranges is from 30 to 40 feet. The thinnest detectable layer is about 12 feet that are found at the finite area, this is equal with 1/12λ, where λ is seismic wavelet wavelength. The tuning thickness of the sandstone reservoir detected by spectral decomposition analysis is thinner than conventional tuning calculation which is about 35 feet on ¼λ. The paleo-stream flow is interpreted to be from northwest to southeast across the study area based on spectral decomposition analysis. Faulting was not active during ?X? sandstone deposition as evidenced by lack of downthrown thickening and continuity of interpreted sand bars across faulted area. Based on this study, more advance study is recommended to be done to understand the optimum window length for spectral decomposition analysis especially using more than one seismic wavelet to determine sand distribution and its thickness. More advanced method of spectral decomposition analysis is necessary to detect, within one seismic wavelet, variation in bulk rock properties from which inferences regarding depositional environment and lithology can be made.

Abstrak :
ABSTRAK
Karakteristik reservoar telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geofisika dan petrofisika. Dengan mengestimasi modulus elastik dari data seismik prestack, satu langkah lebih maju dari analisa AVO tradisional, dapat dilakukan untuk menentukan distribusi reservoir dan kandungan fluidanya. Pada studi ini elastik parameter dipresentasikan dalam parameter lambda-mu rho yang dikenal dengan analisis lambda-mu rho (LMR). Parameter LMR dilakukan pada parameter elastik yang diperoleh melalui estimasi impedansi gelombang P (Zp) dan impedansi gelombang S (Zs) yang dihasilkan dari proses inversi seismik. Proses inversi seismik mengacu pada reflektifitas gelombang P dan gelombang S yang diekstraksi dari data seismik pre-stack melalui proses AVO analisis. Hasil dari parameter LMR ini digunakan untuk memetakan distribusi reservoar dan kandungan fluida untuk studi kasus Lapangan Blackfoot. Identifikasi litologi diharapkan dapat dilakukan melalui analisis parameter mu-rho sedangkan identifikasi kandungan fluida dapat dilakukan melalui analisis lambda-rho. Hasil studi menunjukkan bahwa lambda-rho sangat sensitif terhadap keberadaan gas seperti yang diperlihatkan pada data sumur beserta hasil penyebaran dari data inversi. Sedangkan parameter mu-rho sangat membantu dalam penelusuran distribusi reservoarnya melalui batuan pasir yang ditandai dengan harga mu-rho yang tinggi.

---

ABSTRACT
Reservoir characterization has been carried out by integrating the geophysical and petro-physical data. By estimating elastic modulus from seismic pre-stack data, it advance one step further than traditional AVO analysis, in mapping the reservoir distribution and in identifying fluids content. In this study the parameter elastic are represented in lambda-mu rho parameters, the so called as lambda-mu rho (LMR) analysis. LMR parameters from elastic parameter are obtained from estimation of P wave impedance (Zp) and S wave impedance (Zs) from seismic inversion process. The seismic inversion process is based on the reflectivity of P wave and S wave, which is obtained from AVO analysis. The result from analysis LMR parameters is used to mapping reservoir distribution and fluid contents at Blackfoot field. The litologhy identification can be estimated from mu-rho analysis and for fluid content can be estimated from lambda-rho analysis. This study shows that the lambda-rho is very sensitive for gas sand reservoir. This sensitivity is shown on the well data and inversion result. Mu-rho parameter is good parameter in estimating reservoir distribution of sandstone, which is indicated by the high value.

Abstrak :
Perhitungan waterflooding pada reservoar satu dimensi didirikan oleh teori Buckley-Leverett. Selanjutnya teori tersebut diperluas dan disederhanakan oleh Welge. Langkah pengerjaannya berupa penarikan garis singgung dari kurva fractional flow. Tugas akhir ini mencoba untuk membandingkan penyelesaian waterflooding reservoar 1 dimensi secara analitis dengan secara metode numerik. Metode ini lebih mudah dikerjakan dengan bantuan komputer. Sebagai tambahan, metode analisis digunakan untuk menghitung recovery factor dengan nilai laju injeksi atau tekanan injeksi yang bervariasi. Analisa ini dapat dikembangkan untuk kondisi menjari dengan sedikit modifikasi. Listing pemrograman dan perbandingan kedua metode ditampilkan pada bab pengolahan data untuk menggambarkan kegunaan masing-masing metode. ......Waterflooding calculation in a one-dimensional reservoar were first established by Buckley-Leverett theory. Later, this theory was extended and simplified by Welge. The procedure is graphical in nature, and involves drawing tangents on the fractional flow curve. This study compares to solve this problem by analytical technique for waterflooding calculations in a one-dimensional reservoar with numeric method. The numeric method can easily be implemented on a computer. In addition, the analytical method extends the Welge?s analysis further by incorporating recovery factor calculations under variable injection rate or injection pressure values. The analysis can also be adopted for viscous fingering conditions with slight modifications. A flow chart for the computer program is given, and an example problem is solved to illustrate the utility of these methods.