Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Permasalahan yang diangkat dari Formasi Geologi di Bakken Shale yang diindikasikan memiliki potensi Hidrokarbon ialah adanya zona yang menarik untuk diteliti berkaitan dengan medium Anisotropi. Permasalahan lain ialah memprediksi event amplitudo terhadap kehadiran Kerogen di medium shale, dengan cara membandingkan AVO isotropi dan AVO anisotropi VTI pada formasi yang berbeda terhadap sebaran litologi dan hidrokarbonnya. Untuk memprediksi adanya indikasi zona sweetspot dan menentukan target lokasi perekahan, penelitian ini dilakukan dengan memodelkan AVO anisotropi VTI yang diturunkan dari persamaan Thomsen dan Sifat Mekanis batuan menggunakan data publikasi Vernick. Alur penelitian yang dilakukan ialah : Mengumpulkan data koefisien stiffness Bakken shale terhadap peningkatan Kerogen, pengolahan data mineralogi, menghitung persamaan Thomsen dan sifat mekanika batuan, serta memodelkan AVO isotropi dan anisotropi VTI. Adapun hasil yang didapat pada penelitian ini ialah Sifat mekanis batuan berhubungan dengan Modulus Young (Eh) dan Poisson Ratio (νh) terhadap orientasi bidang yang mudah direkahkan, ialah pada arah horizontal dari perlapisan medium shale. Pada analisis AVO, model AVO Shuey-VTI Ruger memberikan hasil yang lebih baik dalam memprediksi kehadiran kerogen pada lapisan shale anisotropi dibanding model AVO Wiggins-VTI Ruger.

---

Problem raised from Geologic Formations in the Bakken Shale has indicated the potential presence of hydrocarbons, is an attractive zone for research related to the medium Anisotropy. Another problem is to predict the amplitude of the event to the presence of shale kerogen in the medium, by comparing the AVO isotropy and anisotropy VTI in different formations lithology and hydrocarbon distribution.

To predict the sweetspot zone indication and determine the target location of cracking, the research is done by modeling the anisotropy AVO-VTI derived from equations Thomsen and rock mechanical properties using the data publication Vernick. The workflow of research is: Gathering data stiffness coefficient of the Bakken shale kerogen enhancement, data processing mineralogy, calculate equations Thomsen and rock mechanics properties and AVO modeling between models isotropy and anisotropy VTI.

The results obtained in this study, the mechanical properties of rocks related to Young's modulus (Eh) and Poisson Ratio (νh) are correlation with the zone that easier to make a fracture, in this case on horizontal direction. On AVO analysis, Shuey AVO-VTI models Ruger gives better results in predicting the presence of kerogen in the shale layer anisotropy than model-VTI AVO Wiggins Ruger."

"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."

"Interpretasi merupakan proses yang penting dalam penentuan posisi dan geometri reservoar. Akan tetapi proses interpretasi dalam PSTM masih memiliki keterbatasan imaging dan mengakibatkan kesalahan dalam interpretasi. Terlebih untuk lapangan yang memiliki variasi kecepatan secara lateral. Variasi kecepatan secara lateral akan mengakibatkan pembelokan sinar gelombang yang mengakibatkan perekaman gelombang tidak hiperbola. Pencitraan bawah permukaan ketika terd apat adanya variasi kecepatan lateral yang besar sehingga menyebabkan terjadinya pembelokan sinar pada batas lapisan, nonhyperbolic moveout, dan struktur lapisan yang kompleks harus dilakukan dengan prestack depth migration (PSDM). PSDM merupakan teknik migrasi sebelum stacking dalam kawasan kedalaman. Dibandingkan PSTM, PSDM lebih memperhatikan travel time. Untuk melakukan PSDM dibutuhkan geometri reflektor dan model kecepatan interval yang mendekati model bumi sebenarnya. Model kecepatan interval yang digunakan masih diasumsikan isotropi sehingga hasil seismik yang dihasilkan belum akurat secara posisi ataupun image. Oleh karena itu dibutuhkan parameter anisotropi untuk memperbaiki masalah tersebut. Jenis anisotropi yang akan digunakan adalah Vertical Transverse Isotropy(VTI) dimana sumbu simetri anisotopi berarah verikal. Parameter anisotopi yang digunakan adalah ε dan δ. Delta (δ) adalah parameter anisotropi gelombang P pada near vertical sedangkan epsilon merupakan parameter anisotropi gelombang P pada near horizontal. Secara praktis, delta (δ) berhubungan dengan level posisi reflekktor sedangkan epsilon lebih berhubungan dengan koreksi far offset yaitu efek hockeystick Dengan melakukan PSDM anisotropi, pemodelan secara vertical dan horizontal akan lebih akurat sehingga diharapkan dapat mengurangi kesalahan dalam interpretasi.

---

Seismic interpretation is a crusial step in reservoar position and geometri determining. But then interpretation process in PSTM data which has limited on imaging will appear interpretation pitfalls. Moreover for field wich has strong lateral velocity variation. Strong lateral velocity variation will bend the ray which will create unhiperbolic moveout. Imaging subsurface in existence with strong lateral velocity variation causes ray bending at layer boundary, non-hyperbolic moveout, and complex overburden structures needs prestack depth migration (PSDM). PSDM is before stacking migration technique in depth domain. As compared to PSTM, PSDM more does honour to travel time. PSDM needs reflector geometry and interval velocity model which resemble to the sub surface model. The interval velocity model which is used still assumes isotropy condition. It makes imaging is not precise both in position and imaging. Therefore, anisotrophy media assuming is required to solve those issues. Vertical Tranverse Isotropy (VTI) is anisptrophicallly medium approximation with vertical symmetry axis. ε and δ are anisotropic Thomsen parameter which will be applied in this research. Delta (δ) is near vertical P wave anisotropy parameter whereas epsilon (ε) is near horizontal P wave anisotropy parameter. Practically, delta (δ) related with reflector position (well seismic tie) whereas epsilon related with far offset correction called hockeystick effect. Application of anisotropic PSDM with the real data shows significant improvement in lateral and vertical positioning that approaches true model, if compare to isotropic PSDM. The image itself is better than the isotropic PSDM that shows strong and continue reflectors amplitudes"

"Lapangan X yang terletak di Graben Viking, Laut Utara tersusun oleh endapan deltaik dengan karakteristik struktural berupa sistem patahan yang kompleks. Hal ini menimbulkan kesulitan untuk mengetahui kemenerusan serta pola penyebaran reservoar batupasirnya. Guna mengarakterisasi reservoar lapangan X, data seismik 3D dan data log dari 15 sumur dianalisa dengan menggunakan metode inversi dan ekstraksi atribut seismik. Metode seismik inversi menghasilkan distribusi nilai impedansi akustik sedangkan ekstraksi atribut seismik menghasilkan peta distribusi nilai amplitudo. Hasil integrasi dari kedua metode tersebut ditambah data hasil analisis multi atribut berupa peta distribusi gamma ray dan porositas mampu menggambarkan bentuk reservoar batupasir.

---

Field X in the Viking Graben, North Sea, is believed to be a deltaic depositional system with structural characteristics is complex fault system. This issue cause a problem to identify the distribution of the reservoir. To characterize the reservoir, 3D seismic data and well log data from 15 wells were analyzed using seismic inversion and extraction of seismic attribute. As a result, acoustic impedance distribution map from seismic inversion and amplitude distribution map from seismic attribute extraction. Both were integrated and combined with gamma ray and porosity distibution map from multi attribute analysis, able to map the bodies of sandstone reservoir."

"Analisa atribut seismik adalah metoda yang menggunakan semua data seismik, yang merepresentasikan karakterisasi dari gelombang seismik berupa amplitudo, frekuensi, dan fasa. Amplitudo merupakan salah satu atribut dasar dari trace seismik yang dapat digunakan untuk mengetahui persebaran dari distribusi reservoar (karbonat). Persebaran dari reservoar karbonat umumnya diindikasikan dengan nilai amplitudo yang rendah. Analisa atribut ini diaplikasikan pada data seismik 2D dan 2 buah data sumur pada Cekungan Jawa Barat-Utara, Lapangan Mendawai, Formasi MMC. Analisa difokuskan pada satu horison yang dianggap sebagai reservoar. Peta distribusi reservoar dapat dilihat pada peta Amplitudo RMS dan Maksimum yang memiliki nilai amplitudo rendah. Hasilnya menunjukkan bahwa distribusi reservoar dapat dipetakan dengan mudah dalam pengertian secara geologi.

---

Seismic attribute analysis is a method that uses all seismic data information, which represents the characteristic of seismic wave including amplitude, frequency and phase. Amplitude is one of the basic attributes of seismic trace that can be used to delineate reservoir (carbonate) distribution. It can be understood, since the carbonate reservoir is commonly indicated by low amplitude. This attribute analysis has been applied to 2D seismic data and 2 well log data of North-West Java Basin, Mendawai Field, MMC formation. The analysis is focus on one horizon, which is believed as target reservoir. RMS amplitude and maximum amplitude is derived to map carbonate distribution, which is associated with low amplitude. The results show that reservoir distribution can be easily mapped in the meaning of geology."

"Perkembangan teknologi interpretasi seismik tidak lagi hanya mengandalkan struktural tetapi telah dikembangkan kearah kombinasi stratigrafi dan struktural. Interpretasi stratigrafi lebih mengandalkan pada amplitudo gelombang seismik yang saat ini lebih dikenal sebagai atribut seismik. Atribut Amplitudo adalah salah satu atribut dasar dari trace seismik untuk mengetahui persebaran dari distribusi reservoar (karbonat). Persebaran dari reservoar karbonat diindikasikan dengan nilai amplitudo yang tinggi. Analisa atribut ini diaplikasikan pada data seismik 2D dan 2 buah data sumur pada Cekungan Tarakan, Lapangan-X, Formasi Tabul. Atribut yang digunakan adalah amplitudo RMS, maximum, dan minimum. Analisa difokuskan pada suatu horison yang dianggap sebagai reservoar. Hasil cross-plot antara amplitudo dan porositas menunjukan korelasi antara atribut seismik dengan log properti. Hasil analisa dapat menunjukkan bahwa distribusi reservoar dapat dipetakan dengan mudah dalam pengertian secara geologi.

---

Nowadays, the technology of seismic interpretation has been growing fast. Seismic interpretation is not only using structural scheme, but it is implemented by using combination of structural and stratigraphy. Stratigraphic interpretation is rely on the seismic amplitude. The so called seismic attributes. The amplitude attribute is one of the basic attributes of the seismic trace to determine the spread of the distribution reservoir (carbonate). Distribution of carbonate reservoirs as indicated by high amplitude values.

Attribute analysis was applied on 2D seismic data and two pieces of data in the Tarakan Basin wells, Field-X, Tabul Formation. The attribute used is the RMS amplitude, maximum, and minimum. The analysis focused on some horizons which is considered as a reservoir. Cross-plot results between amplitude and porosity showed a correlation between seismic attributes to log properties. Results of analysis can show that the reservoir distribution can be mapped easily in a geological sense."

"Analisa ekstraksi atribut seismik dapat mengetahui persebaran litologi daerah reservoir. Analisis atribut seismik diaplikasikan untuk mengidentifikasi area prospek reservoar hidrokarbon yang sebelumnya tidak teridentifikasi dengan baik dengan pengolahan data seismik konvensional. Daerah studi terletak di selatan Laut Utara, Netherland, yang tersusun oleh sistem sedimen klastik dengan karakteristik struktural berupa sistem patahan yang kompleks dan terdiri dari sistem endapan fluviodeltaic yang besar. Porositas reservoar di daerah cukup tinggi dengan nilai porositas mencapai 30%. Batuan sumber di lapangan X ini berasal dari jaman Late Cretaceous. Penelitian dilakukan di sekitar Flemish Bight, disekitar Intra Upper Pliocene, dan bagian barat Mid Miocene. Metode atribut seismik adalah suatu metode yang mendefinisikan karakterisasi data seismik secara kuantitatif dan deskriptif. Atribut amplitudo sebagai atribut dasar dari tras seismik dapat memetakan distribusi dari reservoir, karena pada umumnya biasanya pada daerah karbonat memiliki amplitudo yang lebih tinggi dibandingkan dengan daerah yang didominasi dengan batu serpih. Atribut yang digunakan adalah atribut amplitudo rms, amplitudo maksimum, dan amplitudo minimum.

---

Analysis of seismic attribute is used to determine the distribution of lithologic reservoir. Analysis of seismic attributes has been applied to identify the prospect area of hydrocarbon reservoir Which is unidentified using a conventional seismic data processing. Study area is located in the southern North Sea, the Netherlands, which is composed of clastic sedimentary systems with the structural characteristics of a complex fault system consisting of a large deposit system fluviodeltaic. Porosity reservoir in the area is quite high With values reaching 30% porosity. Source rocks in the field of X is derived from the Late Cretaceous era.

Study conducted around the Flemish Bight, around Intra Upper Pliocene, and the Western part of Mid Miocene. Seismic Attribute is a method to characterize seismic data both quantitatively and descriptively. Amplitude attribute as a basic attribute of the seismic trace can map the distribution of the reservoir, because in in areas of carbonate, it usually has a higher amplitude than areas dominated by shale. The selected attribute are nns amplitude attribute, maximum amplitude and minimum amplitude."

"Daerah Kradenan, Jawa Tengah telah terbukti menghasilkan gas dengan dilakukannya pengeboran terhadap sumur HZ-1 pada formasi Kujung yang merupakan batuan karbonat buildup. Keberadaan gas ini dapat dipelajari dengan mengamati perubahan amplitudo terhadap offset atau disebut juga sebagai analisis AVO. Analisis AVO dapat membuktikan terdapatnya anomali amplitudo pada formasi Kujung khususnya pada daerah disekitar sumur HZ-1.Pada batuan karbonat kecepatan seismik cenderung merambat melalui matriks batuan daripada melalui pori-pori batuan. Keadaan ini mengakibatkan ketidaksensitifan kecepatan seismik pada zona reservoir. Ketidaksensitifan Vp dan Vs pada batuan karbonat dapat diatasi dengan menurunkan attribut lamda mu rho (LMR) dengan inversi AVO. Attribut lamda rho sensitif terhadap fluida batuan sedangkan attribut mu rho sensitif terhadap litologi batuan. Dengan melakukan analisa terhadap beberapa attribut AVO persebaran reservoir gas daerah Kradenan dapat diperkirakan.

---

Kradenan area at Center of Java has proven produce gas by the drilled well HZ-1 in Carbonate buildup, Kujung formation. The gas existence will be able to studied, by observing amplitude variation with offset or named as AVO analysis. AVO analysis can show amplitude anomaly at Kujung formation especially in the area around well HZ-1.

Seismic velocities in carbonate rocks lean to propagate across matrix of rock than propagate across pore space of rock. Consequence of this situation is seismic velocities (Vp and Vs) in reservoir zone become insensitive. The insensitively of Vp and Vs could be solved with creating lamda rho and mu rho attributes (LMR) by AVO inversion. Lamda rho attribute sensitive to fluid filled rock, while mu rho attribute sensitive to rocks lithology. With analyzing several AVO attributes, the gas reservoir delineation at Kradenan area may estimated."

"Atribut Seismik merupakan karakterisasi secara kuantitatif dan deskriptif data seismik yang secara langsung dapat ditampilkan dalam skala yang sama dengan data awal. Pemetaan facies dengan menggunakan atribut seismik diperlukan untuk melihat pola penyebaran reservoir secara deskriptif untuk selanjutnya dapat dipakai sebagai salah satu acuan pengembangan daerah prospek. RMS Amplitudo merupakan salah satu atribut yang paling efektif dan sering digunakan pada pemetaan facies. Pada batu pasir formasi Talang Akar, facies dibedakan dengan melihat penyebaran clean sand dan shaly sand, RMS amplitudo daerah clean sand ditunjukkan dengan RMS amplitudo tinggi sedangkan shaly sand ditunjukkan dengan daerah RMS amplitudo rendah. Pada batu gamping formasi baturaja facies dibedakan dengan melihat penyebaran batu gamping build up atau reef dengan batu gamping palatform, daerah build up ditunjukkan dengan nilai RMS amplitudo rendah dan daerah platform ditunjukkan dengan RMS amplitudo tinggi. Pemetaan RMS amplitudo menggunakan software Geoframe didukung oleh pola refleksi, anomali amplitudo yang terlihat dari penampang seismik dan data sumur untuk mengontrol peta RMS amplitudo yang dibuat pada dua horizon, Talang Akar dan Baturaja di daerah X.

---

Seismic attribute is quantitative and descriptive charaterisation of seismic data that is directly displayed in a scale same as the initial data. Facies mapping using seismic attibutes is necessery to observe reservoir distribution patterns. Further more it is useful for the development of prospect area. The RMS Amplitude is one of many seismic attibutes that is the most effective and widely used for facies mapping. In Talang Akar sand Formation, facies is distinguished by the distribution of clean sand and shaly sand. The RMS amplitude of clean sand area is shown by high RMS amplitude area whilst the shaly sand is shown by the low RMS amplitude area.

In Baturaja carbonate formation, facies is distinguished by observing the distribution of carbonate buid up or reefs with carbonate platform. The build up is shown by low RMS amplitude while platform is shown by high RMS amplitude. RMS amplitude mapping was conducted with geoframe software supported with reflection pattern, amplitude anomalies with a seismic side view and well data for controlling RMS amplitude was made for two horizons. Talang Akar and Baturaja at area X."

"Skripsi ini membahas tentang metode vertical seismic profiling (VSP) dan aplikasinya dalam karakterisasi reservoar. VSP merupakan pengukuran seismik yang dilakukan dengan menempatkan receiver di lubang bor. Karakter reservoar yang akan diteliti yaitu batu pasir pada lapangan Sejati, yang merupakan salah satu lapangan minyak dan gas VICO Indonesia yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Data yang tersedia dalam penelitian ini yaitu data VSP (near & far offset) dan well log dari satu sumur eksplorasi. Karakterisasi reservoar berdasarkan metode inversi data VSP. Langkah-langkah pengerjaan yaitu crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), dan final inversion. Dari hasil inversi memperlihatkan adanya sebaran impedansi rendah pada zona target. Karena besarnya tuning thickness maka perlu dilakukan studi lebih lanjut untuk memastikan apakah impedansi rendah tersebut mengindikasikan lapisan sand atau bukan.

---

This study are about vertical seismic profiling (VSP) and it?s application for reservoir characterization. VSP is an seismic measurement which is put some receivers in borehole. The character of reservoir will be studied is sandstone in Sejati field, which is one of VICO?s oil and gas fields at Kutai Basin, East Kalimantan. The data avalaible of this study are VSP (near & far offset) and well log from one exploration well. Reservoir characterization based on VSP inversion method. The sequence step of this study are crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), and final inversion. The inversion result show low impedance at target zone. Because tuning thickness is very high, so it is needed detailed study for identifying sand distribution at target zone."