Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKBatugamping Formasi Kais merupakan reservoar utama penghasil hidrokarbondilapangan Asmorom yang berumur Miosen Tengah. Lapangan ini berada diCekungan Bintuni Papua Barat dan merupakan bekas peninggalan Belanda.Penelitian ini bertujuan untuk melakukan detail fasies pengendapan dan prosesdiagenesis serta rock typing diharapkan dapat memberikan hasil yang lebih baikuntuk melihat karakteristik reservoar karbonat dan potensinya. Batugamping Kaisdiidentifikasi menjadi tiga unit yaitu lapisan Kais Atas, Kais Tengah, dan Kais Bawah yang berasosiasi menjadi lima fasies yaitu fasies shelf, front reef, interreef, back reef, dan core reef. Asosiasi fasies ini diinterpretasikan sebagai fasieskarbonat platform. Kualitas reservoar ini direview dari asosiasi fasies, analisispetrografi dan biostratigrafi, memperlihatkan bahwa lapisan atas dan bawahdikontol oleh proses diagenesis kompaksi dan porositas rekahan sedangkanlapisan bawah dikontrol oleh proses diagenesis dolomitisasi, pelarutan, danporositas rekahan.

---

ABSTRACTKais Formation limestone is the main reservoar that produce hydrocarbon inAsmorom field in Middle Miocene. This field is located at Bintuni Basin WestPapua and used to run by Ducth company. The researchs proposed to do detaildepositional facies and diagenesis process with rock typing to characterize thepotential of carbonate reservoir. Kais Limestone can be identified in to threemembers namely Upper Kais, Middle Kais, and Lower Kais which are associatedin five different faciesnamely shelf, front reef, inter reef, back reef, and core reeffacies. The facies associations are interpreted as reefal platform carbonate. Thereservoir quality, which is reviewed from facies association, petrography andbiostratigraphy analysis shows that the Upper and Middle kais are controlled bycompaction diagenesis and fractures porosity, in another hand the Lower Kais iscontrolled by dolomitization diagenesis, dissolution, and fractures porosity."

"Lapangan “X” merupakan salah satu lapangan yang memproduksikan minyak yang terletak pada Blok Selat Malaka, Cekungan Sumatra Tengah. Lapangan tersebut memiliki beberapa sumur yang telah proven yang tercakup kedalam data 3D seismik yang kemudian dilakukan eksplorasi untuk area sekitar sumur proven. Penelitian ini menggunakan 3 sumur yang telah dilakukan analisis petrofisika dan data seismik yang berupa partial angle stack yang terdiri dari near angle, mid angle dan far angle. Penelitian ini menggunakan metode inversi simultan dan klasifikasi litologi menggunakan aturan bayesian. Hasil crossplot menunjukkan bahwa impedansi akustik dan rasio Vp/Vs merupakan parameter yang paling sensitif dalam memisahkan litologi dan fluida. Hasil inversi simultan berupa impedansi akustik bernilai 12000 (ft/s*gr/cc) hingga 19000 (ft/s*gr/cc) dan persebaran nilai Vp/Vs bernilai 2.0 hingga 2.5 Area target pengembangan terletak pada barat laut dari Sumur X-1 yang memiliki nilai impedansi akustik dan Vp/Vs yang rendah. Klasifikasi litologi yang dilakukan metode zonasi langsung dan aturan bayesian. Hasil klasifikasi dua metode tersebut menunjukkan bahwa daerah yang proven termasuk kedalam klasifikasi oil sand dan area target pengembangan yang terletak di barat laut Sumur X-1 juga termasuk ke dalam klasifikasi oil sand.

---

The "X" Field is one of the oil-producing fields located in the Malacca Strait Block, Central Sumatra Basin. This field has several proven wells included in the 3D seismic data, which were then explored for areas around the proven wells. This study uses 3 wells that have undergone petrophysical analysis and seismic data in the form of partial angle stacks consisting of near angle, mid angle, and far angle. This Study uses simultaneous inversion methods and lithology classification using Bayesian rules. The crossplot results indicate that acoustic impedance and the Vp/Vs ratio are the most sensitive parameters for distinguishing lithology and fluids. The simultaneous inversion results show acoustic impedance values ranging from 12,000 (ft/s*gr/cc) to 19,000 (ft/s*gr/cc) and Vp/Vs values ranging from 2.0 to 2.5. The target development area is located northwest of well X-1, which has low acoustic impedance and Vp/Vs values. Lithology classification was conducted using direct zonation methods and Bayesian rules. The classification results from both methods indicate that the proven area is classified as oil sand, and the target development area northwest of well X-1 is also classified as oil sand."

"Ketebalan dan porositas reservoar merupakan dua parameter yang krusial dalam perhitungan cadangan minyak atau gas di suatu lapangan. Namun, data seismik yang tersedia dibatasi oleh resolusi vertikal yang sulit untuk mengkarakterisasi reservoar yang bervariasi. Menurut Brown (2009), terdapat dua limit resolusi vertikal data seismik, yaitu limit separabilitas dan limit visibilitas. Limit separabilitas merupakan ketebalan minimum reservoar yang dapat dipisahkan oleh dua wiggle seismik yang biasanya mencapai 1/4 dari panjang gelombang. Pada kondisi ini disebut dengan kondisi tuning. Limit visibilitas merupakan reservoar tertipis yang dapat dilihat oleh amplitudo seismik yang dalam kondisi yang baik dapat mencapai 1/30 dari panjang gelombang. Dengan adanya teori tersebut, peneliti melihat adanya peluang untuk meresolusi seismik di bawah tuning thickness-nya. Penelitian ini dilakukan dengan mengkombinasikan data sumur dan data seismik melalui kalibrasi statistical tuning chart dan model Amplitude Tuning - Porosity*Thickness. Data seismik yang digunakan adalah berupa ekstraksi amplitudo dan isochrone serta analisis frekuensinya. Dengan cara ini, kita dapat meningkatkan resolusi vertikal hingga mendekati limit visibilitas data seismik. Hasil dari penelitian ini berupa peta ketebalan dan peta porosity-thickness dalam domain kedalaman yang sudah terkalibrasi sumur. Lebih dari itu, analisis sedimentologi akan dipadukan guna mengevaluasi peta tersebut agar sesuai dengan fasies sedimennya. Selain itu, peneliti juga mensimulasikan perhitungan volumetrik gas pada reservoar. Pada akhirnya, peta ketebalan yang dihasilkan diharapkan dapat mengurangi ketidakpastian dalam perhitungan cadangan yang nantinya akan mempengaruhi keekonomian lapangan.

---

Reservoir thickness and porosity are two crucial parameters in calculating oil or gas reserves in a field. However, available seismic data is limited by vertical resolution that makes it difficult to characterize the reservoir's variability. According to Brown (2009), there are two limits to the vertical resolution of seismic data, namely the separability limit and the visibility limit. The separability limit is the minimum reservoir thickness that can be separated by two seismic wiggles which usually reaches 1/4 of the wavelength. This phenomenon is called tuning condition. The visibility limit is the thinnest reservoir that can be seen by seismic amplitude which in good conditions can reach 1/30 of the wavelength. With this theory, researchers see an opportunity to resolve resolution below the tuning thickness. This research was carried out by combining well data and seismic data through statistical tuning chart calibration and the Amplitude Tuning - Porosity*Thickness model. The seismic data used is in the form of amplitude and isochrone extraction and frequency analysis. In this way, we can increase the vertical resolution to close to the visibility limit of seismic data. The results of this research are thickness maps and porosity-thickness maps in depth domain. Moreover, sedimentological analyses are integrated to evaluate the map to match the sedimentary facies. Apart from that, researchers also simulated gas volumetric calculations in the reservoir. In the end, the resulting thickness map is expected to reduce uncertainty in reserve calculations which will later affect field economics."