Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 176022 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Awan Disurya Hidayat
Analisis petrofisika dan evaluasi formasi batuan pada lapangan-X = Petrophysical analysis and rock formation evaluation in the field-X
"Penelitian geologi dan seismik permukaan mungkin mampu memberikan dugaan potensi hidrokarbon di bawah permukaan, akan tetapi sampai saat ini belum ada suatu solusi nyata selain melakukan penggalian lubang sumur serta mengadakan serangkaian pengukuran di dalam sumur dan evaluasi data hasil rekaman untuk memastikan ada tidaknya kandungan hidrokarbon di bawah permukaan tanah. Karakteristik reservoar hidrokarbon dapat diketahui dari beberapa parameter sifat fisik batuan seperti densitas, porositas, dan permeabilitas.
Pada studi ini, perhitungan parameter petrofisika dilakukan dengan menggunakan software Techlog. Analisa petrofisika dilakukan untuk menentukan parameter kandungan lempung, porositas, dan saturasi air. Kemudian parameter-parameter tersebut digunakan untuk menentukan nilai cutoff dan permeabilitas yang digunakan sebagai aspek dalam pembuatan lumping.
Tahap akhir dari analisa petrofisika ini adalah pembuatan lumping dari net reservoar dan net pay. Berdasarkan analisa petrofisika, besarnya porositas pada sumur Drew Point sebesar 12% dan saturasi air 35% pada reservoar top Nanushuk group yang dimungkinkan berupa minyak.
Surface geology and seismic research may be able to provide hydrocarbons potential in the subsurface, but until now there has been no real solution than well drilling and conducted a series of measurements to the well and recording data evaluation to certain whether any content of hydrocarbons under the surface. In the oil and gas industry, the physical properties of rocks is very important to learn to know the character of the reservoir as a viable rock drilling or production to be done further. Hydrocarbon reservoir characteristics can be seen from some of the parameters of rock physical properties such as density, porosity, and permeability.
In this study, the calculation of petrophysical parameters is done using Techlog software. Petrophysical analysis performed to determine the parameters of clay content, porosity, and water saturation. Then these parameters are used to determine the cutoff value and permeability are used as an aspect in the making of lumping.
The final stage of petrophysical analysis is making lumping of net reservoir and net pay. Based on petrophysical analysis, the amount of porosity in the Drew Point’s well is 12% and water saturation is 35% in the reservoir top of Nanushuk group that is possible contained oil."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2013
S46656
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Nainggolan, Sufrianto Marulitua
Analisis petrofisika dan multiatribut seismik untuk karakterisasi reservoar pada Lapangan Penobscot, Nova Scotia, Kanada = Petrophysical analysis and multi attribute seismic for reservoir characterization in Field Penobscot, Nova Scotia, Canada
"Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur Penobscot B-41 dan Penobscot L-30, Reservoar yang akan diteliti berada pada kedalaman 8128.50 hingga 9969 feet yang merupakan formasi missisauga tengah yang batuannya didominasi oleh batuan pasir. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai kandungan lempung berkisar antara 13%-36%, porositas berkisar antara 16%-23% dan saturasi air berkisar antara 39%-53%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter reservoar secara vertikal. Untuk itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan analisis mulitatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Atribut yang digunakan adalah sampled-based attributes dan inversi seismik sebagai eksternal atribut. Penggunaan Neural network dapat meningkatkan korelasi antara nilai log prediksi dengan nilai log sebenarnya hingga mencapai nilai 0.98. Hasil dari log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.
Petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation, which is useful for the characterization of reservoir rocks. Based on data well Penobscot B-41 and well Penobscot L-30, reservoir which will be studied is at a depth of 8128.50 feet to 9969 which is middle missisauga rock formations dominated by sandstone. Based on Petrophysical analysis, clay content ranged from 13% -36%, porosity ranged from 16% -23% and a water saturation ranged from 39% -53%. Petrophysical analysis can only able to provide information about the character of the reservoir vertically. Multi-attribute seismic analysis can overcome the lack of petrophysical analysis by providing information reservoir character horizontally . Within Multi- attribute seismic analysis, petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation on seismic volume can be obtained. Attributes that is used are sampled-based attributes and seismic inversion as external attributes. Neural network can improve correlation between predictive logs value with the actual logs value until it reaches 0.98. Results from the prediction log clay content, porosity and saturation will be distributed to the entire seismic volume to obtain the distribution parameters in the 3D volume."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2013
S47517
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Muhammad Salman Alfarizzi
Petrogenesis Batuan Beku di Gunung Putri, Kabupaten Bogor, Jawa Barat Dengan Metode Analisis Distribusi Ukuran Kristal = Petrogenesis of Igneous Rock in Gunung Putri, Bogor Regency, West Java using Crystal Size Distribution Method
"Bukit Intrusi Gunung Putri yang terletak di Kabupaten Bogor, Jawa Barat terdiri dari batuan beku yang berumur Miosen memiliki daya tarik sebagai objek geowisata yang perlu dilestarikan, dengan melakukan konservasi untuk membuat objek geowisata perlu adanya informasi menarik seperti bagaimana proses keterbentukan batuan di daerah tersebut sehingga perlu diteliti lebih lanjut tentang petrogenesisnya. Penelitian petrogenesis dilakukan dengan cara mengetahui karakternya, komposisinya, proses pembekuannya hingga lama waktu pembekuannya. Sepuluh sampel diambil secara acak berdasarkan persebarannya dan dianalisis dengan metode petrografi dan distribusi ukuran kristal. Hasil dari analisis petrografi menunjukkan bahwa berdasarkan klasifikasi IUGS (1973) karakteristik batuan termasuk ke dalam Olivine-Pyroxene Basalt/Andesite yang berasal dari magma basaltic yang bersifat mafic. Berdasarkan karakteristik batuan dan hasil dari analisis distribusi ukuran kristal menunjukkan bahwa daerah penelitian merupakan tubuh intrusi dengan jenis shallow intrusion laccolith yang mengalami proses petrogenesis terutama pada pembentukan mineral plagioklas pada batuan perubahan cooling rate, proses accumulation, dan proses increasing undercooling dengan waktu singgah pada fenokris rata – rata 83.93 tahun dan segmen mikrofenokris rata-rata 18.08 tahun.
Intrusion Hill Gunung Putri, located in Bogor Regency, West Java, consists of Miocene-age igneous rocks and has attractions as a geotourism site that needs to be preserved. To establish it as a geotourism destination, it is important to provide interesting information about the rock formation processes in the area. Therefore, further research on its petrogenesis is needed. Petrogenesis research involves understanding its characteristics, composition, cooling processes, and the duration of the cooling period. Ten random samples were collected based on their distribution and analyzed using petrographic methods and crystal size distribution. The petrographic analysis results indicate that based on the IUGS (1973) classification, the rock characteristics fall into the category of Olivine-Pyroxene Basalt/Andesite, which originated from mafic basaltic magma. Based on the rock characteristics and the results of crystal size distribution analysis, the research area is identified as a shallow intrusion laccolith body that underwent petrogenesis processes, particularly in the formation of plagioclase minerals due to cooling rate changes, accumulation processes, and increasing undercooling. The average residence time of phenocrysts is approximately 83.93 years, while the average residence time of microphenocrysts is approximately 18.08 years."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2023
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Rivo Adikusuma
Petrologi dan petrogenesis batuan beku daerah Gunung Endut, Provinsi Banten = Petrology and petrogenesis of igneous rocks in Gunung Endut, Banten Province
"Kawasan Gunung Endut merupakan kawasan yang tersusun atas batuan beku plutonik Tersier dan batuan beku vulkanik Kuarter yang diduga merupakan hasil proses subduksi tektonik yang terjadi di selatan Jawa. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui jenis batuan beku dan menginterpretasikan jenis magma, evolusi magma, dan tatanan tektonik yang membentuk batuan beku di daerah penelitian. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah analisis petrologi, analisis petrografi, dan analisis geokimia batuan beku menggunakan XRF. Batuan beku Gunung Endut terdiri dari beberapa satuan batuan beku yaitu batuan beku lava basaltik/andesitik, batuan beku intrusi tanggul basaltik/andesitik, dan batuan beku intrusi stok basaltik/andesitik. Analisis petrografi batuan beku Gunung Endut menunjukkan bahwa batuan lava beku terdiri dari porfiri andesit, sedangkan batuan beku intrusi terdiri dari porfiri diorit dan porfiri dasit. Tekstur mikro dari plagioklas yang terdapat pada setiap sampel menunjukkan bahwa batuan beku Gunung Endut telah mengalami pencampuran magma dengan magma primitif. Berdasarkan diagram TAS, batuan lava beku tersusun atas andesit, dasit, traki-andesit, andesit basaltik, trakhdasit trakit, dan basaltik trachy-andesit. Batuan beku intrusi terdiri dari batuan beku andesit, trachy-andesite, basaltic andesite, dan trachy trachydacite. Deret magma pembentuk batuan beku Gunung Endut merupakan gugus magma kalk-alkali yang menopang lingkungan tektonik pembentuk batuan beku Gunung Endut yaitu batas kontinen aktif.
The Mount Endut area is an area composed of Tertiary plutonic igneous rocks and Quaternary volcanic igneous rocks which are thought to be the result of a tectonic subduction process that occurred in southern Java. This study aims to determine the types of igneous rocks and interpret the types of magma, magma evolution, and tectonic arrangements that form igneous rocks in the study area. The methods used in this research are petrological analysis, petrographic analysis, and geochemical analysis of igneous rocks using XRF. Mount Endut igneous rock consists of several igneous rock units, namely basaltic/andesitic lava igneous rock, basaltic/andesitic embankment intrusion igneous rock, and basaltic/andesitic stock intrusion igneous rock. Petrographic analysis of the Gunung Endut igneous rock shows that the igneous lava rock consists of andesite porphyry, while the intrusive igneous rock consists of diorite porphyry and dacite porphyry. The micro texture of the plagioclase contained in each sample shows that the igneous rock of Mount Endut has undergone magma mixing with primitive magma. Based on the TAS diagram, igneous lava rock is composed of andesite, dacite, trachy-andesite, basaltic andesite, trachyde-tracheal and basaltic trachy-andesite. Intrusion igneous rock consists of igneous andesite, trachy-andesite, basaltic andesite, and trachy trachydacite. The magma series that forms the igneous rocks of Mount Endut is a calc-alkaline magma group that supports the tectonic environment that forms the igneous rocks of Mount Endut, which is the active continent boundary."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2019
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Annisa Cinintia Finahsan
Analisis petrofisika dan evaluasi formasi reservoar karbonat lapangan diamond = Petrophysical analysis and formation evaluation carbonate reservoir in diamond field
"Terdapat beberapa sumur yang telah di bor oleh operator onshore yang ditujukan untuk mengevaluasi formasi berdasarkan konsep multi-mineral, dengan menggunakan Data WL (Wireline Log) dan Data Core sebagai input utama. Objek penelitian ini berupa reservoar karbonat yang berada pada Lapangan Diamond, Blok Matindok, Sulawesi Tengah, yang memiliki litologi kompleks dengan proses dolomitisasi yang beragam, serta keberadaan dari kuarsa dan lempung. WL yang lengkap digunakan untuk memudahkan dalam mengkarakterisasi reservoar. Logging yang dilakukan diantaranya adalah gamma-ray, spontaneous-potential, laterolog, micro-spherically focused log, neutron, densitas, dan sonik. Porositas dan permeabilitas merupakan parameter utama dalam mengidentifikasi reservoar, juga dibutuhkan parameter saturasi air dan kandungan lempung untuk mengidentifikasi reservoar secara lebih terperinci.
Penelitian ini merepresentasikan hasil dari integrasi antara analisis data konvensional core dan WL. Analisis dengan core menunjukkan validitas dari model litologi dan fluida yang dihasilkan pada ELAN, dengan kisaran nilai porositas dan permeabilitas sekitar 23% dan 154 mD, serta nilai saturasi air dan kandungan lempung yang kurang dari 18%. Dari analisis core, juga ditunjukkan tipe dari porositas yang ada pada formasi tersebut, yaitu vuggy dan mouldic, yang dsebabkan oleh proses pelarutan.
There are several wells which have drilled by an onshore operator in order to perform multi-mineral formation evaluation using WL (Wireline Log) Data and Core Data as main inputs. This study was in a carbonate reservoir in Diamond Field, Matindok Block, Central Sulawesi, which has a complex lithology with variable amounts of dolomitization and presence of quartz and clay. A complete WL program followed for a better understanding of reservoir characteristics. The logging program included gamma-ray, spontaneous-potential, laterolog, micro-spherically focused log, neutron, density, and sonic. Porosity and permeability are the key parameters for identifying reservoir, and also needs water saturation and clay volume parameters to identify reservoir more clearly.
This study presents the results of integration between conventional core analysis and WL. Core analysis shows the validity of the lithology and fluid model which is resulted by ELAN, and has porosity and permeability around 23% and 154 mD, and less than 18% of water saturation and clay volume. From core analysis, it also shows a type of porosity in this formation, which is vuggy and mouldic, because they were generated by dissolution process."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2013
S46741
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Adinda Nayladiansyah
Karakterisasi Reservoir pada Lapangan X Cekungan Sumatera Tengah Menggunakan Multiatribut Seismik dan Analisis Petrofisika = Reservoir Characterization in Field X of the Central Sumatra Basin Using Multiattribute Seismic and Petrophysical Analysis
"Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoir yang potensial berada di formasi tualang dan lakat. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut seismik dan analisis petrofisika untuk melakukan karakterisasi reservoir pada daerah penelitian. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yaitu volume shale, porositas, dan saturasi air. Batuan reservoir potensial pada penelitian ini memiliki nilai volume shale dengan rentang 0.1 hingga 0.3, nilai porositas efektif dengan rentang 0.144 hingga 0.253, dan nilai saturasi air dengan rentang 0.45 hingga 0.79. Analisis multiatribut bertujuan untuk melakukan penyebaran parameter petrofisika pada area penelitian. Berdasarkan analisis multiatribut seismik didapatkan persebaran zona reservoir sandstone potensial formasi tualang dan lakat terkonsentrasi di daerah tinggian antiklin di tengah dan tenggara area penelitian dengan rentang nilai volume shale dari 0.05 hingga 0.65 dan nilai porositas efektif dengan rentang 0.1 hingga 0.25. Zona tersebut berada pada daerah tinggian yang dikontrol oleh antiklin sesar yang berarah NW-SE sehingga zona tersebut memiliki potensi menjadi jebakan struktural hidrokarbon. Struktur antiklin ini juga mengendalikan proses migrasi sekunder dari formasi kelesa yang dikembangkan di graben yang terletak sekitar 15 km south east (tenggara) dari area penelitian.
The Central Sumatra Basin is one of the largest oil and gas-producing regions in Indonesia, with one of its potential reservoirs located in the Tualang and Lakat formations. This study uses seismic multi-attribute method and petrophysical analysis to characterize the reservoir in the study area. The petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters, namely shale volume, porosity, and water saturation. The potential reservoir rock in this study has a shale volume ranging from 0.1 to 0.3, effective porosity ranging from 0.144 to 0.253, and water saturation ranging from 0.45 to 0.79. The multi-attribute analysis aims to map the distribution of petrophysical parameters across the study area. Based on the seismic multi-attribute analysis, the distribution of potential sandstone reservoir zones in the Tualang and Lakat formations is concentrated in the anticline highs in the central and southeastern parts of the study area, with shale volume values ranging from 0.05 to 0.65 and effective porosity values ranging from 0.1 to 0.25. These zones are located in high areas controlled by NW-SE trending fault anticlines, suggesting that these zones have the potential to become hydrocarbon structural traps. This anticline structure also controls the secondary migration process from the Kelesa formation, which is developed in the Binio Trough, located approximately 15 kilometers southeast of the study area."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2024
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Nurrul Ahmad Hidayat
Analisis petrofisika dan evaluasi formasi reservoar berdasarkan data log sumuran pada lapangan "D" = Petrophysical analysis and reservoir formation evaluation based wells log data on "D" field
"Penelitian ini membahas karakterisasi zona reservoar hidrokarbon berdasarkan analisis petrofisika. Penelitian dilakukan dengan melakukan evaluasi formasi dan analisis petrofisika. Dalam evaluasi formasi dibutuhkan parameter-parameter fisika untuk mengevaluasi dan memprediksi kandungan minyak dan gas bumi dalam batuan reservoar. Parameter-parameter fisika tersebut adalah kandungan lempung, porositas, kejenuhan air dan permeabilitas yang didapatkan dari analisis petrofisika.
Dalam penelitian ini dilakukan analisis petrofisika dari 7 data sumur. Berdasarkan hasil akhir analisis petrofisika, reservoar zona target pada lapangan penelitian adalah reservoar pada sumur Lisburne 1 dengan kandungan lempung sebesar 9%, porositas efektif 24% dan saturasi air 10%. Litologi pada reservoar ini merupakan batupasir dengan ketebalan reservoar sebesar 53,64 meter. Reservoar ini terletak pada kedalaman 1978 - 2154 ft.
This study discusses the caracterization of hydrocarbon reservoir zones based on petrophysical analysis. The study was conducted by formation evaluation and petrophysical analysis. In formation evaluation physics parameters needed to evaluate and predict the content of oil and gas in the reservoir rocks. The physical parameters are the clay content, porosity, water saturation and permeability obtained from petrophysical analysis.
In this study carried petrophysical analysis of 7 well data. Based on the final results of petrophysical analysis, reservoir target zone on the research field is reservoir at Lisburne 1 well with the clay content is 9%, effective porosity is 24% and water saturation is 10%. Lithology in this reservoir is sanstone with a reservoir thickness is 53,64 meters. The reservoir lies at a depth 1978 - 2154 ft."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2013
S47333
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Andi Fadly
Aplikasi Atribut Seismik Dan Sifat Fisik Batuan Untuk Pemodelan Reservoar A Pada Formasi Ledok Di Lapangan X Blok Cepu = Applied Seismic Attributes and Rock Property for Modeling Reservoir A At Ledok Formation In Field "X" Block Cepu
"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."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2014
T-pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Andi Fadly
Aplikasi atribut seismik dan sifat fisik batuan untuk pemodelan reservoar a pada formasi ledok di lapangan x blok cepu = applied seismic attributes and rock property for modeling reservoir a at ledok formation in field x block CEPU
"[ABSTRAK
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.
ABTRACT
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 northsouth
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.;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 northsouth
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.;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 northsouth
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., 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 northsouth
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.]"
Jakarta: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, 2014
T43257
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Iven Ganesja
Analisis petrofisika dan multiatribut seismik untuk memetakan porositas saturasi air dan volume clay pada lapangan x cekungan sumatera selatan = Petrophysical analysis and multi attributes seismic analysis for mapping porosity saturation of water and clay volume in field x south sumatera basin / Iven Ganesja
"ABSTRAK
Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu Cekungan busur belakang (back-arc basin) yang terbentuk akibat proses subduksi antara lempeng Indo Australia dengan lempeng Eurasia pada Jaman Pra Tersier hingga Tersier awal (Sarjono dan Sardjito,1989). Formasi AirBenakat yang terdapat pada Cekungan Sumatera Selatan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon dan telah dieksplorasi sejak tahun 1979. Target pada Top M, Top N dan Top O merupakan zona prediksi dengan ketebalan 0.69 meter hingga 22.3 meter. Berdasarkan data produksi zona-zona tersebut terbukti terdapat hidrokarbon. Analisa petrofisika dan evaluasi formasi merupakan tahap awal untuk mengkarakterisasi reservoar dengan menganalisa sifat batuan seperti porositas, kandungan lempung, permeabilitas, dan saturasi air. Metode multiatribut seismik merupakan salah satu metode statistika menggunakan lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari bumi. Pada analisis ini dicari hubungan antara log dengan data seismik pada lokasi sumur dan menggunakan hubungan tersebut untuk mempredikasi atau mengestimasi volume dari properti log pada semua lokasi pada volum seismik. Inversi sparse-spike digunakan sebagai external attribute, metode neural network digunakan untuk meningkatkan korelasi antara aktual dan log prediksi. Berdasarkan hasil petrofisika porositas pada zona target berkisar 9.6-26% dan reservoar yang berpotensi terdapat gas memiliki saturasi air sebesar 8.9%-39.7, dan reservoar yang berpotensi terdapat oil memiliki saturasi sebesar 40-43%,dengan kandungan lempung sekitar 10.7%-26.9%.
ABSTRACT
South Sumatera Basin is a back-arc basin that was formed by subduction process between Indo-Autralia Plate and Eurasia Plate in Pre-Tersier mass until Early Tersier mass (Sarjono and Sarjito,1989). AirBenakat formation where is located in South Sumatera Basin has been proven that it has produced and it has been producted since 1979. Target zones at Top M, Top N, Top O are prediction zone that have been proven as reservoir zone by production data. Target zones have thickness between 0.69 meter until 22.3 meter. Petrophysical analysis and evaluation formation is first step to characterize reservoir with analyzing rock properties such as porosity, clay volume, permeability, and saturation of water. Multi-attributes seismik is one statistical method that uses more than one attribute to predic earth?s physical properties. In this analysis, we find the the correlation between log data with seismic data in well location, and use this corelation to predict or estimate volume of log property in all seismic volume. Sparse-spike inversion is used as external attribute, neural network method is used to increase corellation between actual and predict log. Based on petrophyscal analysis result, target zones have porosity values 9.6-26% and reservoir that is potential for being gas reservoir have saturation of water values 8.9-39.7% , reservoir that is potential for being oil resevoir have saturation of water values 40-43%, with volume clay values 10.7-26.9%
"
Universitas Indonesia, 2014
S57938
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
<<   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10   >>