Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Kondisi zona yang sangat lapuk pada lapangan penelitian ini menciptakan kualitas seismik yang kurang baik. Untuk itu pada penelitian ini geophone ditanam sedalam 6 meter di bawah lapisan lapuk. Berdasarkan model kecepatan tomography, kecepatan gelombang seismik di lapisan lapuk berada pada rentang nilai 880 sampai dengan 1100 m/s. Lapisan lapuk dan elevasi yang ekstrim pada daerah penelitian dapat diatasi dengan menggunakan travel time tomography. Hasil data seismik dari buried geophone memberikan hasil yang baik pada kualitas citra di bawah permukaan, signal-to noise ratio yang lebih tinggi dan frekuensi yang lebih tinggi. Hasil analisis RMS Amplitude pada data seismik dari buried dan surface geophone menyatakan nilai RMS Amplitude pada data seismik dari surface geophone lebih tinggi dibandingkan data seismik buried geophone karena data seismik surface geophone memiliki banyak noise. Hasil migrasi dari data seismik buried geophone memperlihatkan reflektor yang lebih jelas dengan signal to noise ratio yang lebih tinggi dibandingkan dengan hasil migrasi dari data seismik surface geophone. ......Conditions were very weathered zone in this research field creating quality seismic unfavorable. Therefore in this study geophones planted deep as 6 meters below the weathered layer. Based on the model velocity tomography, seismic wave velocity in the weathered layer is in the range value of 880 up to 1100 m s. Weathered layers and extreme elevation of the research area can be overcome by using a travel time tomography. The results of seismic data from geophones buried give good results on the quality of the image below the surface, the signal to noise ratio is higher and higher frequencies. The results of the analysis of the RMS amplitude of the buried and surface geophone seismic data declared value RMS amplitude on surface geophones seismic data is higher than buried geophone seismic data because surface geophones seismic data have a lot of noise. The results of the buried geophones seismic data migration showed clearer reflector, signal to noise ratio that is higher than the result of the migration of surface geophones seismic data.

Abstrak :
Prediksi tekanan pori sebelum melakukan proses pengeboran menjadi hal yang sangat penting karena dapat merepresentasikan pemetaan migrasi hidrokarbon, serta analisa konfigurasi tutupan dan geometri cekungan. Disisi lain penentuan tekanan pori dapat membantu dalam pembuatan desain program casing dan lumpur. Penelitian ini dilakukan pada lapangan X, Cekungan Kutai Kalimantan Timur dimana secara regional cekungan ini tersusun atas endapan- endapan sedimen yang berumur tersier yang memperlihatkan endapan-endapan fase trangresi dan regresi laut. Prediksi tekanan pori pada penelitian ini menggunakan metode yang dikembangkan oleh Eaton, metode ini membutuhkan data pengukuran geofisika seperti data kecepatan seismik dan data log sumur. Prediksi tekanan pori diturunkan dari kecepatan seismik 3D yang diperoleh dari hasil pemodelan kecepatan dengan menggunakan metode Impedansi akustik Inversion, dimana metode tersebut mampu untuk memprediksi kecepatan lebih akurat untuk menetukan karakteristik litologi dan daerah yang berstruktur komplek. Proses yang dilakukan pada penelitian ini dimulai dengan menentukan parameter-parameter perhitungan dengan Metode Eaton pada 5 sumur dengan data kecepatan sonic dan seismic, selanjutnya melakukan perhitungan nilai overburden, Tekanan Hidrostatik, Normal Compaction trend NCT dan Model distribusi prediksi tekanan pori. Dari hasil prediksi tekanan pori dapat memperlihatkan penyebaran/ distribusi zona overpressure pada lapangan X yang dilalui oleh 5 sumur, penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program untuk menentukan pengeboran sumur di area tersebut.

---

Pore Pressure prediction prior to drilling is paramount importance as it can represent of mapping hydrocarbon migration, as well as to analyse of trap and basin geometric configurations. Side of is other pore pressure determination can be assist in design of casing and mud program. This research was conducted in X field , Kutai basin, East Kalimantan, where is by regional this basin is composed of tertiary deposits which to show sedimentary deposits of marine tracres and regressions. The pore pressure prediction in this study using developed methods by Eaton, this method requires geophysical measurement data such as seismic velocity data and well log data. The pore pressure prediction is derived from the 3D seismic velocity obtained from the velocity modeling results using the Inversion acoustic impedance method, where the method is able to predict more accurate velocities to determine lithologic characteristics and complex structured regions. The process performed in this study begins by determining the calculation parameters with the Eaton Method on 5 wells with sonic and seismic velocity data, then performing overburden value calculation, Hydrostatic Pressure, Normal Compaction Trend NCT and Pore pressure prediction distribution model. From the predicted pore pressures can show the distribution of overpressure zones in the X field through which 5 wells, this distribution is important to assist in the program to determine drilling wells in the area.

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan ldquo;Z rdquo; adalah salah satu lapangan minyak penghasil produksi terbesar di Cekungan Barito. Lapangan tersebut telah berproduksi sejak tahun 1939 dan telah dikategorikan sebagai lapangan mature. Upaya terkait penyusunan strategi dalam pengembangan lapangan ini menjadi hal yang penting untuk dilakukan untuk menjaga produksi lapangan ini. Pembuatan model statik adalah salah satu langkah efektif dalam optimalisasi strategi pengembangan lapangan ini. Pemodelan statik telah dibuat dengan fokus terhadap lapisan A dan B sebagai reservoir penghasil minyak utama. Lapisan A dan B adalah endapan syn-rift dalam Formasi Lower Tanjung. Kedua lapisan didominasi oleh batupasir dan konglomerat yang berasal dari endapan volkanik. Pemodelan dilakukan dengan korelasi detil antar sumur dan dibantu dengan data produksi dan injeksi. Penyebaran fasies dan properti batuan seperti kandungan serpih dan porositas dilakukan dengan menggunakan analisis variogram, peta isopach, peta probabilitas, dan dikontrol oleh arah pengendapan regional. Untuk properti batuan seperti permeabilitas dan saturasi air dibuat dengan persamaan matematis yang melibatkan data analisis batuan inti dan hasil perhitungan petrofisika. Setelah pemodelan selesai dilakukan, perhitungan Original Oil in Place dapat dilakukan sebagai langkah awal dalam mengetahui potensi lapangan. Hasil pemodelan statis ini divalidasi dengan simulasi reservoir agar sesuai dengan data produksi minyak saat ini. Sehingga dapat diketahui jumlah cadangan minyak dan potensi yang tersisa. Hasilnya Lapangan ini masih memiliki potensi yang cukup besar untuk dikembangkan. Berdasarkan angka cadangan tersisa dan pemetaan sisa potensi tersebut, kemudian pembuatan pola injeksi air dipilih sebagai rencana pengembangan yang tepat untuk lapangan ini. Hal tersebut diharapkan dapat meningkatkan recovery factor sebesar 2-6 .Lapangan ldquo;Z rdquo; adalah salah satu lapangan minyak penghasil produksi terbesar di Cekungan Barito. Lapangan tersebut telah berproduksi sejak tahun 1939 dan telah dikategorikan sebagai lapangan mature. Upaya terkait penyusunan strategi dalam pengembangan lapangan ini menjadi hal yang penting untuk dilakukan untuk menjaga produksi lapangan ini. Pembuatan model statik adalah salah satu langkah efektif dalam optimalisasi strategi pengembangan lapangan ini. Pemodelan statik telah dibuat dengan fokus terhadap lapisan A dan B sebagai reservoir penghasil minyak utama. Lapisan A dan B adalah endapan syn-rift dalam Formasi Lower Tanjung. Kedua lapisan didominasi oleh batupasir dan konglomerat yang berasal dari endapan volkanik. Pemodelan dilakukan dengan korelasi detil antar sumur dan dibantu dengan data produksi dan injeksi. Penyebaran fasies dan properti batuan seperti kandungan serpih dan porositas dilakukan dengan menggunakan analisis variogram, peta isopach, peta probabilitas, dan dikontrol oleh arah pengendapan regional. Untuk properti batuan seperti permeabilitas dan saturasi air dibuat dengan persamaan matematis yang melibatkan data analisis batuan inti dan hasil perhitungan petrofisika. Setelah pemodelan selesai dilakukan, perhitungan Original Oil in Place dapat dilakukan sebagai langkah awal dalam mengetahui potensi lapangan. Hasil pemodelan statis ini divalidasi dengan simulasi reservoir agar sesuai dengan data produksi minyak saat ini. Sehingga dapat diketahui jumlah cadangan minyak dan potensi yang tersisa. Hasilnya Lapangan ini masih memiliki potensi yang cukup besar untuk dikembangkan. Berdasarkan angka cadangan tersisa dan pemetaan sisa potensi tersebut, kemudian pembuatan pola injeksi air dipilih sebagai rencana pengembangan yang tepat untuk lapangan ini. Hal tersebut diharapkan dapat meningkatkan recovery factor sebesar 2-6 .

---

ABSTRACT
ldquo Z rdquo Field is one of the largest oil producing field in Barito Basin. This field has been producing since 1939 and has been categorized as a mature field. An improvement strategy for the development of this field become an important thing to maintain the production. Static modeling is one of the effective effort to build the development strategy for this field. The static modeling had been made with the focus on A and B zone as a main oil producing reservoir. A and B zone were interpreted as a syn rift deposit in Lower Tanjung Formation. These layers are dominated by sandstone and conglomerate derived from volcanic deposits. The static model was built with detail well to well correlation couple with production and injection data. The distribution of facies and rock properties such as volume of shale and porosity were distributed using petrophysical calculation, variogram analysis, isopach maps, probability maps and controlled by regional depositional direction. For permeability and water saturation was distributed using mathematics equations involving core analysis and petrophysical calculation. Then, the original oil in place was calculated as a first step to know the potential of this field. The static model result is validated by reservoir simulation process in order to match with current production data. So, oil reserves and potential remaining be obtained. As a result, this field is still has huge potential to develop. Based on remaining reserves and potential remaining reserve mapping, injection pattern planning is recommended as an appropriate program for field development. It is expected to improve recovery factor around 2 6 .

Abstrak :
ABSTRAK
Efek atenuasi gelombang seismik dapat dihilangkan dengan menentukan faktor Q dari setiap lapisan medium yang dilalui gelombang seismik. Kemudian, estimasi nilai Q digunakan dalam fungsi inverse Q filter untuk meningkatkan resolusi data seismik. Selain itu, nilai Q lapisan dapat digunakan sebagai atribut seismik untuk menentukan litologi dari lapisan yang dtinjau dan juga mengidentifikasi keberadaan hidrokarbon. Dalam panelitian ini, metode trace matching digunakan untuk memperkirakan nilai Q dari setiap lapisan yang diamati pada lapangan ldquo;AJ rdquo;. Pertama, kita membangun permodelan kedepan dari data gather sintetik berdasarkan data log sumur dari di lapangan ldquo;AJ rdquo;. Data sintetik ini kemudian akan dibandingkan dengan data CDP gather riil dari lapangan ldquo;AJ rdquo; yang telah dilakukan operasi inverse Q filter dengan nilai masukan Q konstan yang berbeda ndash; beda. Dari perbandingan ini, akan diamati apakah ada kemiripan pada trace seismik di zona target antara data sintetis dan riil untuk setiap masukan nilai Q konstan, dan kemudian kita tentukan posisi kemiripan tersebut pada kedalaman berapa. Dari hasil observasi, diketahui bahwa estimasi nilai Q pada zona target adalah 71 pada level waktu 1 ndash; 1,2s dan 53 pada level waktu 1,2 ndash; 1,4s. Selanjutnya, variasi nilai Q diterapkan dalam pemrosesan inverse Q filter untuk menghilangkan efek atenuasi pada data Post-Stack Time Migration PSTM . Untuk memvalidasi hasil dari proses ini, kita korelasikan trace seismik dari data seismik PSTM dengan trace sintetik yang dibangun dari log sonik dan densitas di sumur AJ-17. Sebagai hasil akhir, kita peroleh data seismik resolusi tinggi yang optimal dengan nilai korelasi maksimum sebesar 0,722 72,2 . Sedangkan, data seismik PSTM sebelum proses inverse Q filter hanya memiliki nilai korelasi maksimum sebesar 0,35 35.

---

ABSTRACT
Attenuation effect of seismic wave can be eliminated by determining the Q factor from every medium layer was passed through by seismic wave. Then, the estimated Q value is used in inverse Q filter function to enhance seismic data resolution. In addition, the Q value of medium layer can be used as seismic attribute to define the lithology of observed strata also identifying the presence of hydrocarbon. In this paper, trace matching method is used to estimate Q value from every observed layer in ldquo AJ rdquo field. First, we build a forward model of synthetic seismic gather based on well log data of ldquo AJ rdquo field. This synthetic data will then be compared with real CDP gather data of ldquo AJ rdquo field that has been done an inverse Q filter operation with different input constant Q values. From this comparison, it will be observed whether there is a match to the seismic traces in the target zone between synthetic and real data for every input constant Q value, and then determine the position of the match at which depth. From the observation result, it is known that the estimated Q value at target zone are 71 at time level 1 ndash 1,2s and 53 at time level 1,2 ndash 1,4s. Finally, the Q value variation is applied in inverse Q filter processing to eliminated attenuation effect in Post Stack Time Migration PSTM data. To validate the result from this process, we correlate seismic trace from PSTM seismic data with synthetic trace built from sonic and density log in well AJ 17. As a final result, we obtained an optimal higher resolution seismic data with maximum correlation value of 0.722 72.2 , while the PSTM seismic data before inverse Q filter applied only have maximum correlation value of 0.35 35 .

Abstrak :
Eksplorasi seismik memanfaatkan penjalaran gelombang dimana dalam pengolahan data seismik umumnya medium bumi diasumsikan homogen isotropi. Pemodelan struktur bawah permukaan bumi sebenarnya mempunyai kecepatan yang bervariasi sehingga asumsi isotropi menjadi tidak tepat karena berpengaruh terhadap hasil pengolahan data dan interpretasi. Pada penelitian ini akan melakukan penerapan metode Velocity Versus Offset VVO menggunakan data rekaman gelombang P untuk mengestimasi parameter anisotropi. Metode VVO merupakan perubahan kecepatan sebagai fungsi sudut atau offset. VVO berasal dari persamaan liniear yang dihasilkan dari penyederhanaan persamaan anisotropi lemah dengan sudut datang kecil sehingga memiliki kemiripan dengan persamaan AVO. Tahapan dalam melakukan metode VVO dengan mengaplikasikan variasi kecepatan terhadap offset ke dalam data real dengan menghitung residual moveout dalam domain waktu. Kemudian kecepatan yang diperoleh mejadi input data dalam melakukan transformasi offset ke sudut. Keberhasilan metode VVO dapat mengestimasi parameter anisotropi dengan tepat dengan melakukan validasi terhadap data sumur dan data sumur.Pada penelitian ini diperoleh mampu memperbaiki kemenerusan reflektor pada penampang seismik. Hasil estimasi parameter anisotropi menggunakan metode VVO pada zona target nilai ? = 0.139 dan ? = 0.052. ......Seismic exploration utilizes wave propagation where in seismic data processing generally earth medium is assumed homogeneous isotropy. The modeling of the subsurface structure actually has a variable speed so that the isotropy assumption becomes imprecise because it affects the results of data processingand interpretation. In this research will apply Velocity Versus Offset VVO method using P wave record data to estimate anisotropy parameters. The VVO method represents a change in velocity as a function of angle or offset. VVO is derived from a linear equation resulting from the simplification of the equationweak anisotropy with a small incident angle that has similarities to the equationAVO. Stages in performing VVO method by applying variation of velocity to offset into real data by calculating residual moveout in time domain. Then the speed obtained becomes the input data in doing the transformation offset to the corner. The success of the VVO method can accurately estimate anisotropic parameters by validating well data and well data. In this study, it was able to improve the smoothness of the reflector on the seismic cross section. Anisotropy parameter estimation resultsusing VVO method on target zone of value 0.139 and 0.052.

Abstrak :
Implementasi nilai anisotropi dalam pengolahan data seismik sangat mempengaruhi citra penampang seismik. Selain untuk perbaikan citra seismik, anisotropi dapat digunakan untuk identifikasi hidrokarbon. Metode untuk estimasi parameter anisotropi dengan menggunakan variasi kecepatan terhadap offset VVO dari informasi kecepatan telah diperkenalkan untuk pendeteksian hidrokarbon. Besarnya nilai kecepatan terhadap offset/sudut disebabkan pertambahan kecepatan semakin besar dengan sudut datang yang besar menjadi dasar metode VVO untuk memperlihatkan efek anisotropi. Pada penelitian ini telah dilakukan estimasi parameter anisotropi Vertical Transverse Isotropy VTI dengan metode VVO. Penurunan hasil sisa koreksi moveout dari perbedaan waktu yang disebabkan perbedaan pertambahan kecepatan tersebut akan digunakan sebagai data masukan. Penerapan dari metode VVO diuji dengan menggunakan pemodelan kedepan sintetis untuk memperoleh parameter anisotropi yang menggambarkan kondisi medium yang dirambati gelombang yang selanjutnya diterapkan pada data yang sebenarnya. Hasil dari penelitian mendapatkan nilai residual yang terus meningkat karena pengaruh anisotropi dan terdapat setelah sudut 30 derajat dengan nilai = 0.14 dan =0.049. ...... Implementation of anisotropy value in seismic data processing greatly affect seismic cross section image. In addition to enhanced seismic imagery, anisotropy can be used for identification of hidrocarbons. New Estimating anisotropy parameters method using velocity variation with offset VVO from velocity information have been introduced to detect hydrocarbons. The magnitude of the velocity value of the offset angle is due to the ever greater velocity with a large incidence angle being the basis of the VVO method to demonstrate the anisotropy effect. In this study, the vertical transverse isotropy VTI anisotropy parameter estimation by the VVO method has been done. The residual moveout result of the time transfer correction caused by the velocity increase will be used as input data. The application of the VVO method is tested using a synthetic forward modelling to obtain anisotropy parameters that describe the subsurface conditions of the target area which are then applied to the actual data. The results found that residual values continued to increase due to the anisotropy effect and there after the angle of 30 degrees with the value of 0.14 and 0.049.