Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan ALIA yang berada di Delta Mahakam, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur terdiri lebih dari 550 akumulasi reservoar yang secara struktur saling menumpuk dan terkompartemenkan. Lapangan ini sudah menghasilkan minyak kurang lebih selama 40 tahun. Terdapat lebih dari 400 sumur yang sudah di bor pada lapangan ini. Selama ini eksplorasi mengandalkan data sumur dan baru pada tahun 2011 dilakukan survey seismik 3D. Berdasarkan hasil survey seismik 3D tersebut, tesis ini memanfaatkan data seismik untuk karaktrerisasi reservoar lebih detail dengan menggunakan metode AVO dan Inversi Simultan. Metode AVO dan Inversi Simultan digunakan untuk mengetahui pola dan anomali hidrokarbon dari penampang seismik. Metode ini akan menghasilkan beberapa sifat fisika properti reservoar seperti Impedansi gelombang P, Impedansi Gelombang S, densitas Dn, dan Lamda-rho. Hasil analisa pada lapangan ALIA menunjukan bahwa pada zona reservoar target yaitu Top R0-35 memiliki anomali pada Attribute AVO Intercept/A (-), Gradient/B (-), Product/A*B (+). Selain zona reservoar target, Zona reservoar lain juga memiliki pola anomali yang sama yaitu pada Top Horizon R0-1. Hasil analisa Inversi simultan juga menunjukan bahwa zona reservoar tersebut memiliki anomali hidrokarbon dengan nilai Impedansi P (Zp) antara 2000 - 4000 ms-1gcc-1, nilai Impedansi S (Zs) berkisar antara 900 - 2050 ms-1gcc-1, dan Densitas (Dn) berkisar antara 1.7-2.11 gcc. Lambda Rho juga memiliki anomali yang sama dengan nilai berkisar antara 8.8-14.6 Gpa*g/cc.

---

ALIA field is located in Kutai basin, Mahakam Delta East Kalimantan, comprises of over 550 unconnected accumulations/reservoirs in structurally stacked and compartementalized deltaic sands. It has produced oil and gas for 40 years and more than 400 wells have been drilled in the field. Exploration and Development of this field was rely on well data and 3D seismic survey just conducted on 2011. Based on 3D seismic result, this thesis utilize seismic data for reservoar characterization by using AVO analyses and Simultaneous Inversion to get more detail of results.

Simultaneous inversion and AVO analyses is novel method in reservoir characterization. The method will produce several physical properties of reservoir such as P-wave Impedance, S-wave Impedance, density, Vp/Vs ratio, Lamda-rho and mu-rho. These physical properties could be used to estimate the type and content of reservoir lithology. Simultaneous AVO inversion needs P-wave sonic log, S-wave sonic log and density as input.

Analyses result from ALIA field at reservoar target zone, at Top R0-35 having the anomaly AVO Intercep/ A (-), Gradient B (-) and Product A*B (+). Another reservoar zone also having the same anomaly at Top Horizon R0-1. Simultaneous Inversion result also showed hydrocarbon anomaly with Impedance P (Zp) value around 2000 - 4000 ms-1gcc-1, Impedance S (Zs) around 900 - 2050 ms-1gcc-1, and Density (Dn) around 1.7-2.11 gcc. Lambda Rho showed hydrocarbon anomaly with value around 8.8-14.6 Gpa*g/cc"

"Peristiwa semburan pemboran merupakan masalah serius yang diakibatkan tekanan formasi yang tinggi. Prediksi tekanan formasi diperlukan untuk merancang berat jenis lumpur dan kedalaman casing yang tepat agar tidak terjadi masalah akibat tekanan formasi yang tinggi. Selain itu, optimalisasi lokasi sumur juga dapat dilakukan sebelum pemboran dengan bantuan prediksi tekanan formasi. Studi ini mengintegrasikan hasil pengolahan dan analisa dari data sumur dengan data seismik dengan menggunakan beberapa teknik untuk mendapatkan model kecepatan yang sesuai untuk analisa prediksi tekanan pori. Model kecepatan yang dilakukan adalah pemodelan dari yang didapatkan dengan beberapa metode, yang meliputi: dix-velocity inversion, model kecepatan dari data checkshot dan post-stack impedance inversion. Selanjutnya, ketiga hasil kecepatan tersebut dikombinasikan untuk memperoleh model kecepatan dengan resolusi tinggi yang sesuai untuk mendapatkan model 3 Dimensi dari tekanan pori. Hasil prediksi tekanan pori memperlihatkan penyebaran dari zona Overpressure pada zona Deep khususnya zona Transisi dimana tekanan mulai naik dari tekanan normal ke tekanan yang tinggi yang terlihat pada marker R28-3 ke R29. Penyebaran zona tersebut hanya berada di sekitar sumur AL-9-B yang memang terbukti ditemukan zona Overpressure. Penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program pengeboran di daerah ALIA terutama dengan target reservoir di zona Transisi.

---

Kick or Blow out is a serious problems during drilling which is caused by Pore Pressure. Therefore a quantitative predrill prediction of pore pressure is urgently needed for anticipating this problem by setting the drilling mud weight, casing design. Optimization of well location could be done with this Pore Pressure Prediction. Building a reliable pore pressure cube from velocity to pore pressure transform over the entire ALIA Field will achieve the target.

Study uses an integrated geological and geophysical technique for pore pressure prediction, where pore pressure can be transformed by velocity cube that derived from several techniques. It can be from seismic velocity data only (stacking velocity) or check shot data or using AI seismic inversion data. The velocity cube refer to velocity interval. The result will be combined and calibrated to pore pressure from well data to get the high resolution of 3D Pore prediction cube.

The Pore Pressure Prediction result shown that Over pressure zone exhibit in below Marker R28-3 Deep Zone Mentawir Formation. The distribution located around AL-9-B well as known as Over pressured Well. This high resolution of 3D Pore prediction cube is giving an important information on distribution of pore pressure, and very useful for drilling design in ALIA Field."

"Metode seismik merupakan suatu metode geofisika yang hingga saat ini merupakan metode dipercaya dapat memberikan gambaran bawah permukaan dari suatu lapangan. Seismik inversi adalah salah satu dari banyak metode yang digunakan untuk karakterisasi reservoar. Dengan menggunakan inversi seismik simultan mampu mendapatkan jawaban yang lebih pasti dengan cara menganalisa impedansi P, impedansi S dan densitas. Lapangan X, pada zona dangkal merupakan zona produksi yang cukup menjanjikan. Sehingga, pengembangan pada zona ini cukup gencar. Namun, beberapa kali prediksi reservoar meleset dikarenakan lapisan coal yang melimpah. Sebelum melakukan analisa inversi seismik simultan, perlu diketahui terlebih dahulu hubungan sifat fisik batuan (Zp, Zs, VpVs, lamda-rho dan mhu-rho) dengan properti batuannya (densitas dan porositas). Studi kelayakan dilakukan dengan cara melakukan cross plot parameter fisik batuan untuk dapat mendefinisikan litologi dan fluida yang ada. Selanjutnya well-seismic tie dilakukan untuk mendapatkan korelasi dan koherensi antara data dari log sumur dengan data seismik. Interpretasi horison, struktur dan pembuatan model frekuensi rendah dilakukan untuk memahami keadaan geologi dari daerah penelitian. Pada akhirnya, inversi seismik simultan dapat dilakukan dengan tepat. Hasil dari analisa inversi seismik simultan adalah kisaran nilai Zp, Zs dan Dn untuk mengkarakterisasi reservoar. Selain itu, analisa mengenai LMR (lamda-mhurho) juga dilakukan untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Sehingga, persebaran reservoar pada daerah penelitian dapat diketahui.

---

Seismic is one of the methods in geophysics that until now still reliable for sub-surface imaging and interpretation of a field. Seismic inversion is one of the methods to characterize the reservoir. Using simultaneous seismic inversion, analyzing the P-impedance, S-impedance and density can be more convenient and certain.

X Field, especially in the shallow zone is a promising production zone. Hence, development in this zone is very incentive. Unfortunately, miss prediction sometimes happens due to coal layer that abundant. Relationship between rock physic (Zp, Zs, Vp/Vs, lamda-rho and mhu-rho) and rock property (density and porosity) must be understood prior to simultaneous seismic inversion analysis. Feasibility study was conducted by cross plotting among some parameters to define the lithology and fluids.

Well-seismic tie was conducted to have a good correlation and coherency between well-log data and seismic data. Horizon, structural interpretation and low frequency model were performed to have geological understanding of research area. The result of series steps previously then analyzed to have a good quality data. Eventually, the simultaneous seismic inversion can be performed in a proper way.

Result of the simultaneous seismic inversion analysis is a value of Zp, Zs and Dn for reservoir characterization. Moreover, LMR (lamda-mhu-rho) analysis can be performed to give more preferable result. Eventually, the distribution of gas-sand reservoir can be understood."

"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."

"Lapangan Delta di Mahakam cekungan lower Kutai yang sekarang dioperasikan oleh Chevron Indonesia Company telah berproduksi sejak tahun 1975. Produksi dari lapangan ini mencapai puncak produksi sebesar 31 MBO pada tahun 1991, kontribusi terbesar dari produksi tersebut berasal dari zona low resistivity. Berdasarkan data log, zona yang menghasilkan hidrokarbon biasanya terdapat pada zona yang menunjukkan nilai resistivitas yang tinggi, tetapi pada lapangan Delta yang menjadi area penelitian ini sebagian besar produksi didominasi dari zona yang mempunyai nilai resistivitas yang rendah. Berdasarkan hasil analisa menunjukkan bahwa nilai tersebut dipengaruhi oleh beberapa faktor, diantaranya keberadaan mineral pyrite (Fes2), dominasi persentase volume clay dan ketebalan pay zone, dan nilai salinitas yang lebih tinggi dibandingkan dengan zona hidrokarbon yang mempunyai nilai resistivitas yang lebih tinggi pada lapangan ini. Persentase nilai pyrite yang terdapat pada zona low resisivity ini hanya sebesar 1.2% - 3% dari volume batuan, tetapi nilai tersebut sudah bisa menurunkan nilai resistivitas sebesar 65% lebih rendah dibandingkan dengan zona hidrokarbon yang mempunyai nilai resistivitas yang tinggi pada formasi Deltaic dan Formasi Yakin. Persentase volume clay dan ketebalan juga mempengaruhi, dominasi mineral illite pada shale dan ketebalan kurang dari 5ft akan mempengaruhi penurunan nilai resistivity sebesar 10% dibandingkan high resistivity pay zone pada formasi Deltaic dan formasi Yakin. Dari analisa laboratorium pada air formasi menunjukkan bahwa pada zona low resistivity mempunyai nilai salinitas lebih tinggi 2000ppm diandingkan formasi Deltaic dan Formasi Yakin.

---

Sepinggan Field in Lower Kutai Basin which is in Mahakam Block and operated by Chevron Pacific Indonesia has been produced since 1975. Hydrocarbon pay zone generally has high resistivity. Nevertheless, Sepinggan Field production is primarily from low resistivity zone which is the most contributors even for its peak production at 31 MBO in 1991. Analysis result shows that the low resistivity value of the zone is influenced by some factors. These factors are pyrite content (FeS2), clay volume percentage domination and pay zone thickness, and more saline than high resistivity pay zone salinity. Pyrite volume percentage in this low resistivity zone ranges from 1.2 to 3 %.

This value can reduce 65 % from the normal resistivity value of hydrocarbon zones from Deltaic and Yakin Formation in this field. Illite domination in clay mineral content and less than 5 ft thickness also can reduce 10 % from the normal resistivity value of Deltaic and Yakin. Formation pay zones Laboratory analysis of formation water shows that salinity of low resistivity zone has 2000 ppm higher than Deltaic and Yakin water formation salinities."

"[Lapangan AAA merupakan salah satu lapangan gas terbesar di Indonesia. Karakteristik reservoir bagian dangkal lapangan ini berupa batuan pasir dengan lingkungan pengendapan fluvio deltaik berupa channel yang tebal dan diisi gas pada formasi Kampung Baru. Untuk pemetaan reservoir dan hidrocarbon di daerah ini, tidak dapat dilakukan dengan metode inversi akustik impedance (AI) karena padakasus ini AI tidak dapat digunakan untuk memisahkan jenis litologi. Dari hasil analisa sensitivitas didapatkan informasi bahwa log densitas dan log Gamma Ray (GR) dapat digunakan untuk memisahkan lithology dan log Lamda-Rho (LR), VP/VS, Poison’s Ratio (PR), Lamda/Mu (L/M) dapat digunakan untuk memisahkan fluida. Metode inversi simultan digunakan untuk menghitung atribut densitas dan LR dari seismik sehingga dapat diketahui sebaran litologi dan fluida pada daerah ini. Untuk selanjutnya hasil inversi tersebut digunakan dalam pemodelan geologi statik untuk menghitung cadangan. Hasil inversi simultan memperlihatkan ada dua daerah prospek yang besar yaitu padadaerah sumur 3A55 atau segmen AA dan daerah sumur 3G51 atau segmen G. Kedua prospek ini berada pada zona antara marker MFB-MF1 tepatnya pada zona A205 pada model statik yang telah di buat. Hasil perhitungan cadangan pada zona ini di dapatkan cadangan sebesar setengah dari total cadangan area yang di pelajari padapenelitian ini.;AAA field is one of the largest gas fields in Indonesia. Reservoir characteristics of the shallow part of this field are sandstone with depositional environment fluvio deltaik with thick channel and the gas filled formation of Kampung Baru. Reservoirs and hydrocarbon mapping in this area, cannot be done with an acoustic impedanceinversion method (AI) because of the results of the sensitivity analysis AI cannot separate the existing lithology and fluid. From the results of the sensitivity analysis is also obtained information that the log density and log Gamma Ray (GR) can be used to separate lithology and log Lamda-Rho (LR), VP / VS, Poison's Ratio (PR), Lamda / Mu (L / M) can be used to separate the fluid. Simultaneous inversion method is used to calculate the density and LR attribute that can be known from this attribute the lithology and fluid distribution in this area. Then the result of the seismic attribute was used in geology static model building process for volume calculation purpose. Simultaneous inversion results shows that there are two major areas, namely the prospect area or segment of the 3A55 well areas or segment AA and 3G51 well areasor segment G. Both of these prospects located in the zone between the MFB-MF1 markers exactly on the A205 zone on static models that have been made. The result of calculation of reserves in this zone is half of the total reserves in this studied area, AAA field is one of the largest gas fields in Indonesia. Reservoir characteristics of theshallow part of this field are sandstone with depositional environment fluvio deltaikwith thick channel and the gas filled formation of Kampung Baru. Reservoirs andhydrocarbon mapping in this area, cannot be done with an acoustic impedanceinversion method (AI) because of the results of the sensitivity analysis AI cannotseparate the existing lithology and fluid. From the results of the sensitivity analysis isalso obtained information that the log density and log Gamma Ray (GR) can be usedto separate lithology and log Lamda-Rho (LR), VP / VS, Poison's Ratio (PR), Lamda/ Mu (L / M) can be used to separate the fluid.Simultaneous inversion method is used to calculate the density and LR attribute thatcan be known from this attribute the lithology and fluid distribution in this area. Thenthe result of the seismic attribute was used in geology static model building processfor volume calculation purpose.Simultaneous inversion results shows that there are two major areas, namely theprospect area or segment of the 3A55 well areas or segment AA and 3G51 well areasor segment G. Both of these prospects located in the zone between the MFB-MF1markers exactly on the A205 zone on static models that have been made. The result ofcalculation of reserves in this zone is half of the total reserves in this studied area]"

"Lapangan Phy berada di lingkungan pengendapan delta plain dengan beberapa kualifikasi; batupasir yang berasal dari sungai adalah sungai - sungai yang memiliki sejarah geologi berbeda dengan ketebalan 20 - 40 meter, beberapa sungai - sungai kecil dengan ketebalan 10 - 15 meter, dan endapan sungai lainnya ketebalannya sekitar 2 meter. Berdasar kondisi geologi, lapangan Phy memiliki beberapa paket batupasir pada masing - masing log. Litologi pada lapangan ini juga bervariasi; batupasir, batulempung, batubara, dan gamping. Lapangan ini juga memiliki beberapa tantangan yaitu : a. Klasifikasi litologi dan fluida pada zona sangat dangkal (di atas 700m) dan sangat dalam (di bawah 3000 m) sulit diidentifikasi karena isu amplitude seismic b. Delineasi litologi spasial dan distribusi fluida sulit dipetakan karena anisotropi data seismic c. Resolusi vertikal untuk karakterisasi reservoir kurang baik karena paket batupasir yang tipis.Untuk menyelesaikan tantangan - tantangan tersebut, inversi simultan dan inversi geostatistik dilakukan pada lapangan ini. Separasi litologi dapat dilakukan dengan baik pada zona 2 (lebih kurang 2000 - 5000 m. Namun terdapat beberapa pertimbangan untuk menggunakan hasil inversi simultan dan geostatistik pada lapangan Phy. Kedua hasil inversi simultan dan geostatistik tidak dapat memetakan distribusi hidrokarbon baik secara vertikal maupun horizontal. Hal ini disebabkan karena hasil analisis petrofisika dan fisika batuan tidak memberikan hasil yang dapat merepresentasikan separasi litologi dan fluida. Beberapa perbaikan untuk klasifikasi fluida pada lapangan ini perlu dipelajari lebih lanjut. Melalui korelasi litologi, inversi simultan dan geostatistik dapat memetakan distribusi batupasir dengan baik meskipun beberapa keterbatasan muncul. Distribusi lateral dari prediksi batupasir berkorelasi dengan baik terhadap informasi net sand dari data sumur tetapi resolusi vertikal kurang baik. Secara kontras, inversi geostatistik memberikan hasil yang lebih detail dalam resolusi vertikal tetapi tidak berkorelasi cukup baik dengan data net sand dari sumur karena efek pemodelan variogram.

---

Phy field is located on delta plain depositional environment with several qualifications; channel sand bodies are either multi - story channels with a thickness of 20 to 40 meters, many single channels with a thickness of 10 to 15 meters, and distributary channels deposits gave mouth bars with a thickness of around 2 meters.

Due to this geological condition, Phy field has several sand packages on each log. The lithology of this field is also varied; sandstone, shale, coal, and limestone. This field also has several challenges:

d. Lithology and fluid classification at Very Shallow (above 700 m) and Very Deep (below 3000 m) zones, caused by seismic amplitude issue

e. Spatial lithology and fluid distribution delineation, caused by seismic anisotropy

f. Vertical resolution resolving of reservoir characterization, caused by thin sand packages.

To solve those challenges on Phy field, simultaneous inversion (SI) and geostatistical inversion (GI) have been conducted on this field. Lithology separation could be conducted well from Zone 2 (more or less 2000 - 2500 m). Nevertheless, there are several considerations to use GI and SI in Phy field.

Both simultaneous and geostatistical inversion results could not characterize hydrocarbon distribution vertically and horizontally. It is because of the petrophysics and rock physics result of elastic properties which have been used as the inputs for lithology and fluid classification.

Several enhancements for the classification for this field are needed to be studied deeper. Through lithology correlation, simultaneous and geostatistical inversion could delineate sand distribution well even though some limitations also overcome. Simultaneous inversion lateral distribution of sand prediction correlates well to net sand information from wells but lack of vertical resolution. Besides, geostatistical inversion gives more detail in vertical resolution of capturing thin sands but lack of lateral prediction of sands because of variogram effect."

"Lapangan ‘B’ merupakan lapangan prospek hidrokarbon yang berlokasi di offshorecekungan Kutai, Kalimantan Timur. Untuk mengetahui karakterisasi reservoir lapangan‘B’, dilakukan pemodelan porositas dan saturasi air menggunakan inversi AI, multiatributseismik dan probabilistic neural network. Penelitian ini menggunakan data seismik 3DPSTM dan data sumur (AND-1, AND-2, AND-3 dan AND-4). Pada data seismik dan datasumur dilakukan inversi AI untuk mengetahui sifat litologi area penelitian. Kemudian,hasil AI ditransformasikan untuk mendapatkan model porositas. Metode multiatributseismik menggunakan beberapa atribut untuk memprediksi model porositas dan saturasiair. Setelah itu, diaplikasikan sifat non-linear dari probabilistic neural network sehinggamenghasilkan model porositas dan saturasi air hasil probabilistic neural network (PNN).Model porositas dan saturasi air transformasi AI, multiatribut seismik dan PNN divalidasidengan nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk mengetahui apakah modelporositas dan saturasi air tersebut merepresentatifkan nilai data sumur. Validasi dilakukanpada sumur AND-1 dan AND-2. Nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk AND-1 adalah 25.3 – 35.9% dan 45 – 60%, dan nilai porositas dan saturasi air AND-2 adalah11 – 35% dan 15 – 82%. Nilai porositas AND-1 hasil transformasi AI sekitar 16 – 67%,multiatribut seismik sekitar 11.5 – 27% dan PNN sekitar 11.5 – 27%. Nilai saturasi airAND-1 hasil multiatribut seismik sekitar 4 – 63% dan PNN sekitar 18 – 63%. Nilaiporositas AND-2 hasil transformasi AI sekitar 52 – 72%, multiatribut seismik sekitar 11– 21.5% dan PNN sekitar 11 – 21.5%. Nilai saturasi air AND-2 hasil multiatribut seismiksekitar 63 – 85% dan PNN sekitar 63 – 85%. Kemudian, metode multiatribut seismik danPNN didapatkan nilai korelasi antara parameter target dengan parameter prediksi. Modelporositas multiatribut seismik memiliki korelasi 0.840836 dan PNN memiliki korelasi0.936868. Model saturasi air multiatribut seismik memiliki korelasi 0.915254 dan PNNmemiliki korelasi 0.994566. Model porositas transformasi AI memiliki rentang yanglebih tinggi dibandingkan dengan data sumur. Model porositas dan saturasi air metodePNN memiliki rentang nilai yang cukup dekat dengan data sumur dan memiliki korelasiyang lebih tinggi dibandingkan dengan metode multiatribut seismik. Oleh sebab itu,model porositas dan saturasi air metode PNN merupakan model prediksi terbaik.Berdasarkan model PNN, reservoir zona target lapangan ‘B’ memiliki nilai impedansiakustik 25384 – 26133 ((ft/s)*(g/cc)), porositas sekitar 15 – 27% dan nilai saturasi airsekitar 11 – 63%.

---

The 'B' field is a hydrocarbon prospect field located in the offshore Kutai Basin, East

Kalimantan. To determine the characterization of the ‘B’ field reservoir, porosity and

water saturation modeling was carried out using AI inversion, seismic multiattribute and

probabilistic neural network. This study uses 3D PSTM seismic data and wells data

(AND-1, AND-2, AND-3 and AND-4). In seismic data and wells data, AI inversion was

carried out to determine the lithological characteristics of the research area. Then, the AI

results were transformed to obtain a porosity model. The seismic multiattribute method

uses several attributes to predict the porosity and water saturation model. After that, the

non-linear properties of the probabilistic neural network were applied to produce the

porosity and water saturation model of the probabilistic neural network (PNN). The

porosity and water saturation model of AI transformation, seismic multiattribute and PNN

were validated with the porosity and water saturation values of the wells data to determine

whether the porosity and water saturation models represent the wells data values.

Validation was carried out on AND-1 and AND-2 wells. The porosity and water

saturation value of the well data for AND-1 around 25.3 - 35.9% and 45 - 60%, and the

porosity and water saturation value of AND-2 around 11 - 35% and 15 - 82%. The

porosity value of AND-1 as a result of AI transformation is around 16 - 67%, the seismic

multiattribute about 11.5 - 27% and the PNN about 11.5 - 27%. The water saturation value

of AND-1 resulted from seismic multiattribute around 4 - 63% and PNN around 18 - 63%.

The porosity value of AND-2 transformed by AI around 52 - 72%, the seismic

multiattribute around 11 - 21.5% and the PNN around 11 - 21.5%. The water saturation

value of AND-2 result from the seismic multiattribute around 63 - 85% and PNN around

63 - 85%. Then, the multiattribute seismic and PNN methods obtained the correlation

value between the target parameter and the predicted parameter. The seismic

multiattribute porosity model has a correlation of 0.840836 and PNN has a correlation of

0.936868. The multiattribute seismic water saturation model has a correlation of 0.915254

and PNN has a correlation of 0.994566. The AI transformation porosity model has a

higher range than the wells data. The PNN method of porosity and water saturation model

has a fairly close range of values to wells data and has a higher correlation than the

multiattribute seismic method. Therefore, the porosity and water saturation model of the

PNN method is the best prediction model. Based on the PNN model, the field target zone

reservoir 'B' has an acoustic impedance value about 25384 – 26133 ((ft/s) * (g/cc)), a

porosity of 15 - 27% and a water saturation of 11 - 63%."

"Sebuah penelitian untuk mengidentifikasi konten fluida pada reservoar menggunakan analisis AVO Amplitude Variation with Offset dan studi inversi Elastic Impedance pada lapangan ldquo;V rdquo; yang berlokasi di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur telah dilakukan. Data seismik partial angle stack yang diolah dengan menggunakan analisis AVO dan inversi Elastic Impedance menghasilkan output berupa penampang seperti Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo;s Ratio Changed, Near Angle Inverted, dan Far Angle Inverted untuk diinterpretasikan lebih lanjut. Analisis atribut AVO yang dilakukan termasuk pada anomali AVO kelas III low impedance contrast sand , dan untuk lebih lanjut lagi dilakukan proses inversi Elastic Impedance dengan mengolah data tigasumur VB2, VA1ST, VA3 dan dihasilkan output berupa EI near log dan EI far log sebagai pengontrol proses inversi Elastic Impedance. Selain itu dilakukan juga krosplot antara sumur dan dan penampang inversi untuk menentukan persebaran fluida pada reservoar. Didapatkan hasil pada penampang inversi EI near, zona gas berada pada nilai 9000 ft/s g/cc sampai dengan 14200 ft/s g/cc , dan pada penampang inversi EI far, zona gas berada pada nilai 1100 ft/s g/cc sampai dengan 1600 ft/s g/cc pada top reservoar dengan rentang waktu 2800-3400 ms. Dari hasil analisis peta slicing analisis atribut AVO dan inversi Elastic Impedance EI menunjukkan bahwa daerah peneybaran reservoar batu pasir memiliki arah orientasi Barat menuju Timur Hingga Tenggara.

---

A study case of identification fluid content using AVO Amplitude Variation with Offset analysis and Elastic Impedance inversion on ldquo V rdquo field located at Kutai Basin was did. Seismic partial angle stack was processed by using analysis of AVO and Elastic Impedance inversion produced output section such as Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo s Ratio Changed, Near Angle Inverted, and Far Angle Inverted for further interpretation. AVO attribute analysis performed on the data field was included in class III AVO anomalies low impedance contrast sand , and the Elastic Impedance inversion process was further performed by the three well VB2, VA1ST, VA3 data processing and create log near EI and far EI as the inversion process controller. Also perfomed well crossplot between wells and inverted EI to determine the cross section distribution on fluid in the reservoir. Result obtained in cross section inverted near angle zone that the gas is at the value of 9000 ft s g cc up to 14200 ft s g cc , and the cross section inverted far angle that the gas is at the value of 1100 ft s g cc up to 1600 ft s g cc at top reservoir in the period 2900 3300 ms. By slicing top reservoir map of AVO attribute and Inverted EI, reservoir distribution of channel slobe sandstone have orientation direction from West to East until South East."

"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."