Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Salah satu metode pemodelan reservoar untuk karakterisasi reservoar adalah pemetaan distribusi hidrokarbon reservoar seperti gas dengan seismik inversi menggunakan parameter elastik batuan sebagai parameter inversinya. RAKA field ditemukan sekitar tahun 1980 terdapat tiga formasi Belut, Gabus dan Arang. Formasi Arang adalah salah satu formasi penghasil gas dengan tipe reservoar batu pasir, dengan rata-rata ketebalan 70 ft pada lingkungan pengendapan terrestrial (low sinuousity channel) ke transitional lacustrinal deltaic system. Salah satu metodologi untuk memodelkan distribusi spasial dari properti reservoar adalah menggunakan elastik impendansi. Elastik impendasi merupakan kesamaan dengan AI untuk data non zero-offset dapat ditunjukkan dengan fungsi yang disebut elastik impedansi (EI). Fungsi ini merupakan generalisasi dari akustik impedansi untuk sudut datang yang bervariasi yang memberikan konsistensi dan kerangka kerja untuk mengkalibrasi dan menginversi data non zero-offset seismik seperti yang dilakukan AI pada zero-offset. Detail yang diinterpretasikan adalah formasi Arang pada struktur horizon top horizon A5_Horz dan bottom horizon A4_Horz. Dari analisa awal hasil ekstraksi RMS amplitudo volume near offset dan far offset menunjukkan adanya anomali AVO. Dengan melakukan cross plot antara AI dan EI normalisasi pada zona A5_Horz dan A4_horz pada data sumur menunjukkan perbedaan gradien antar zona gas dan zona non-HC dan cross over antara AI dan EI dengan penuruan nilai EI juga menunjukkan adanya gas. Pemodelan reservoar dilakukan dengan membandingkan inversi AI pada volume near offset dan inversi EI normalisasi pada volume far offset. Dari perbandingan tersebut didapatkan hubungan antara distribusi gas dengan anomali AVO pada indikasi awal dari ekstraksi RMS amplitudo.

---

The success of prediction of reservoir modeling is the mapping of hydrocarbon reservoirs such as gas distribution using inversion elastic parameters of rocks. RAKA field found around the year 1980 there are three formations Belut, Gabus and Arang. Formation of Arang is one type of gas-producing formations of sandstone reservoirs, with an average thickness of 70 ft in terrestrial depositional environments (low sinuousity channel) to the transitional lacustrinal deltaic system. One methodology for modeling the spatial distribution of reservoir properties is to use elastic impendance. Elastic impendance is common with accoustic impedance for the non zero-offset data can be shown with the function called Elastic Impedance (EI). This function is a generalization of the acoustic impedance for varying angle which provides consistency and a framework for calibrating and data menginversi non-zero-offset seismic as the AI in the zero-offset. Details are interpreted is the formation of Arang on the horizon structure A5_Horz top and bottom horizon horizon A4_Horz. Initial analysis of the extracted RMS amplitude of the volume of near offset and far offset shows the AVO anomaly. Cross plot wells data of AI and EI normalization in between A5_Horz zone and A4_horz show different gradient gas bearing zone and non-HC bearing zone (background trend) and cross over of AI and EI with low EI values can showing gas present. Then modeling of reservoir is done by comparing the inversion of AI in the volume of near offset and inversion of EI normalization the far offset volume. Comparison of two volume invertion of AI and EI normalization showing the gas distribution showed AVO anomaly at the first indication of the RMS amplitude extraction."

"Untuk menyediakan produk atau jasa di tempat dan waktu yang tepat dengan harga yang tepat dibutuhkan sebuah siklus pendapatan dan pengendalian internal yang efisien dan efektif. Dengan adanya efisiensi dan efektivitas dalam siklus pendapatan dan pengendalian internal, perusahaan diharapkan dapat menghasilkan informasi yang akurat dan handal sehingga bisa menghasilkan keputusan yang tepat bagi perusahaan. Laporan magang ini akan membahas mengenai siklus pendapatan dan pengendalian internal PT. AVA sebagai perusahaan jasa penyedia media luar ruang berupa papan reklame. Hasil analisis penulis terhadap siklus pendapatan dan pengendalian internal PT. AVA yaitu siklus pendapatan dan pengendalian internal PT. AVA telah berjalan dengan efisien dan efektif namun masih ada beberapa hal yang masih perlu diperbaiki.

---

Efficiency and effectiveness a revenue cycle and internal control is needed to provide products or services at the right place, time, and price. With the efficiency and effectiveness of the revenue cycle and internal control, the company is expected to generate accurate and reliable information to produce the rights decision. This internship report will discuss the revenue cycle and internal control in PT AVA as a service provider of outdoor media such as billboards. The result of the study is PT AVA has been run revenue cycle and internal control efficiently and effectively, but there are still some things that need to be improved."

"Lapangan Penobscot terletak di atas Cekungan Scotia yang merupakan cekungan prospek hidrokarbon di lepas pantai Canada bagian tenggara. Data yang digunakan tugas akhir ini adalah data seismik 3D Post Stack dan 2 data sumur. Target ditentukan pada zona batuan karbonat yang diduga menjadi reservoar hidrokarbon. Perlu dilakukan integrasi data sumur dan data seismik karena sangat berguna untuk mendapatkan interpretasi yang baik dalam proses eksplorasi hidrokarbon. Kedua data tersebut diintegrasi menggunakan metode inversi model based dan metode seismik multiatribut. Metode inversi model based dilakukan untuk memprediksi informasi sifat fisis bumi berdasarkan informasi rekaman seismik yang dikontrol oleh data sumur. Sedangkan metode seismik multiatribut adalah metode yang menggunakan lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa sifat fisik dari bumi. Prediksi yang dilakukan adalah persebaran porositas dari volume seismik termasuk porositas pada sumur B-41, Penobscot Canada - Nova Scotia yang diduga terdapat kemenerusan reservoar yang terakumulasi hidrokarbon. Untuk meningkatkan korelasi antara actual log dan predict log dilakukanlah metode Probabilistic Neural Network. Dari hasil prediksi diketahui porositas sumur Penobscot B-41 pada zona target reservoar carbonat (baccaro member 1 - 2) adalah dalam range 2,4 - 4,2 %.Penobscot field located at the top of Scotia Basin. This is prospect for offshore hydrocarbon basin in south-eastern Canada. This study uses 3D Post Stack data and 2 wells. Targets specified in the zone of carbonate rocks that are thought to be hydrocarbon reservoir. It is necessary doing the integration of well data and seismic data because it is very useful to get a good interpretation in hydrocarbon exploration process. Both of that data will be integrated using a model based inversion method and the seismic multi-attributes method. Model based inversion method performed to predict the physical properties of the earth based on information of seismic record with well data control. While seismic multi-attribute is a method which uses more than one attribute to predict some physical properties of earth. The prediction, which is done, is spread of porosity of the seismic volume, including the porosity at well B-41 on Penobscot Canada-Nova Scotia which is suspected such continuity of reservoir accumulated hydrocarbon. While to improve the correlation between actual and predict log would be performed using Probabilistic Neural Network. Prediction result show that porosity of well Penobscot B-41 on target zone of reservoir carbonate (baccaro member 1 - 2) is the within range 2,4 - 4,2 %."

"[ABSTRAKAplikasi atribut seismik 3D dan sifat fisik batuan telah dapat memodelkan reservoar AFormasi Ledok Lapangan X Blok Cepu. Beberapa atribut seismik yang sesuai untukmengidentifikasi penyebaran reservoar dilapangan ini adalah root mean square (rms),sweetness, dan impedansi akustik relatif. Dimana ketiga atribut seismik tersebutmemperlihatkan suatu anomali amplitudo berupa bright spot yang diidentifikasi sebagaireservoar A dan memperlihatkan pola penyebaran berarah selatan-utara. Fasies reservoarA yang merupakan batugamping pasiran adalah reservoar yang sangat baik dalammenyimpan hidrokarbon gas dengan porositas 19% dan saturasi air sebesar 40%. Adanyafaktor ketidakpastian dalam penentuan batas penyebaran reservoar A dari atribut seismik,model reservoar A di bagi menjadi tiga bagian yaitu perkiraan optimis (P90), perkiraansedang (P50) dan perkiraan pesimis (P10). Keberadaan hidrokarbon gas di Lapangan Xdikontrol oleh suatu perangkap stratigrafi bukan perangkap struktur hal ini terlihat daritidak adanya tutupan (klosur). Berdasarkan sebaran reservoar melalui integrasi atributseismik, properti batuan dan model reservoar diusulkan 4 (empat) sumur pemboran untukmengembangkan lapangan gas X.

---

ABTRACTApplication of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X., Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.]"

"Aplikasi atribut seismik 3D dan sifat fisik batuan telah dapat memodelkan reservoar A Formasi Ledok Lapangan X Blok Cepu. Beberapa atribut seismik yang sesuai untuk mengidentifikasi penyebaran reservoar dilapangan ini adalah root mean square (rms), sweetness, dan impedansi akustik relatif. Dimana ketiga atribut seismik tersebut memperlihatkan suatu anomali amplitudo berupa bright spot yang diidentifikasi sebagai reservoar A dan memperlihatkan pola penyebaran berarah selatan-utara. Fasies reservoar A yang merupakan batugamping pasiran adalah reservoar yang sangat baik dalam menyimpan hidrokarbon gas dengan porositas 19% dan saturasi air sebesar 40%. Adanya faktor ketidakpastian dalam penentuan batas penyebaran reservoar A dari atribut seismik, model reservoar A di bagi menjadi tiga bagian yaitu perkiraan optimis (P90), perkiraan sedang (P50) dan perkiraan pesimis (P10). Keberadaan hidrokarbon gas di Lapangan X dikontrol oleh suatu perangkap stratigrafi bukan perangkap struktur hal ini terlihat dari tidak adanya tutupan (klosur). Berdasarkan sebaran reservoar melalui integrasi atribut seismik, properti batuan dan model reservoar diusulkan 4 (empat) sumur pemboran untuk mengembangkan lapangan gas X.

---

Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms), sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of north-south trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90), moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X."