Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKDi daerah penelitian dan sekitarnya, reservoir karbonat pada Formasi Kujung adalah salah satu target eksplorasi. Salah satu syarat batuan karbonat sebagai reservoir yaitu harus mempunyai porositas dan permeabilitas yang baik agar mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Semakin besar angka porositas berarti pori-pori di dalam batuan tersebut semakin banyak, selain itu pori-pori yang saling terkoneksi akan meningkatkan permeabilitas batuan. Pengetahuan dan pemahaman mengenai porositas pada batuan karbonat dan penyebarannya sangat penting dalam eksplorasi. Pada penelitian ini dilakukan indentifikasi sebaran porositas Formasi Kujung I dengan metode penerapan aplikasi atribut pada data seismik 3D yang meliputi inversi, anttrack serta spectral decomposition. Berdasarkan penerapan atribut seismik tersebut, disimpulkan bahwa pada zona target porositas berkembang baik, selain itu ditemukan adanya fenomena low frequency shadow zone yang dapat digunakan sebagai indicator hidrokarbon pada zona target tersebut. Dengan adanya dua parameter yaitu porositas serta indikator hidrokarbon, pada penelitian ini dapat disimpulkan bahwa zona target sangat potensial sebagai reservoar yang mengandung hidrokarbon dan dapat dikembangkan sebagai target eksplorasi.

---

ABSTRACTStudy area and its surroundings, carbonate reservoir of Kujung Formation is one of the exploration target. The requirements of carbonate rock as a reservoir is must have a good porosity and permeability. Higher number of porosity it is mean there are lot of the pores in the rock, and also interconnected lot of pores will be increased permeability. So the carbonate rock with good porosity and permeability will be able to store and flow hydrocarbons. Knowledge and understanding of porosity in carbonaterocks and the distribution is very important in exploration. In this research, theidentification of the distribution of porosity Kujung I Formation is using seismicattribute method. The seismic attribute application on the 3D seismic data covering the inversion, ant - track as well as the spectral decomposition. The final result of applied seismic attributes, concluded that the porosity of the target zone is well developed. The study also found the phenomenon of low frequency shadow in the target zone that could be as an indicator of hydrocarbons. With two parameters, porosity and hydrocarbon indicators, the study summarized that the target zone is a potential reservoir withhydrocarbons possibility and could be developed as an exploration target"

"ABSTRAKDi daerah penelitian dan sekitarnya, reservoir karbonat pada Formasi Kujung adalah salah satu target eksplorasi. Salah satu syarat batuan karbonat sebagai reservoir yaitu harus mempunyai porositas dan permeabilitas yang baik agar mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Semakin besar angka porositas berarti pori-pori di dalam batuan tersebut semakin banyak, selain itu pori-pori yang saling terkoneksi akan meningkatkan permeabilitas batuan. Pengetahuan dan pemahaman mengenai porositas pada batuan karbonat dan penyebarannya sangat penting dalam eksplorasi. Pada penelitian ini dilakukan indentifikasi sebaran porositas Formasi Kujung I dengan metode penerapan aplikasi atribut pada data seismik 3D yang meliputi inversi, ant-track serta spectral decomposition. Berdasarkan penerapan atribut seismik tersebut, disimpulkan bahwa pada zona target porositas berkembang baik, selain itu ditemukan adanya fenomena low frequency shadow zone yang dapat digunakan sebagai indikator hidrokarbon pada zona target tersebut. Dengan adanya dua parameter yaitu porositas serta indikator hidrokarbon, pada penelitian ini dapat disimpulkan bahwa zona target sangat potensial sebagai reservoar yang mengandung hidrokarbon dan dapat dikembangkan sebagai target eksplorasi.

---

ABSTRACTStudy area and its surroundings, carbonate reservoir of Kujung Formation is one of the exploration target. The requirements of carbonate rock as a reservoir is must have a good porosity and permeability. Higher number of porosity it is mean there are lot of the pores in the rock, and also interconnected lot of pores will be increased permeability. So the carbonate rock with good porosity and permeability will be able to store and flow hydrocarbons. Knowledge and understanding of porosity in carbonate rocks and the distribution is very important in exploration. In this research, the identification of the distribution of porosity Kujung I Formation is using seismic attribute method. The seismic attribute application on the 3D seismic data covering the inversion, ant track as well as the spectral decomposition. The final result of applied seismic attributes, concluded that the porosity of the target zone is well developed. The study also found the phenomenon of low frequency shadow in the target zone that could be as an indicator of hydrocarbons. With two parameters, porosity and hydrocarbon indicators, the study summarized that the target zone is a potential reservoir with hydrocarbons possibility and could be developed as an exploration target."

"Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untukmemahaminya dibutuhkan perhatian yang lebih mendetil. Mengingat batuan karbonat ada bermacam-macam dan terdapat pengaruh deformasi rongga sekunder, dimana hal tersebut berkaitan langsung dengan nilai properti, yakni porositas dan permeabilitas. Berdasarkan nilaipengukuran properti pada sampel batuan inti yang sering dijadikan acuan, kadang masih menimbulkan kesalahan pada hasil permodelan dan keadaan sebenarnya. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghubungkan antara analisis kualitatif (fasies pengendapan)dan kuantitatif (korelasi nilai properti). Analisis fasies pengendapan dilakukan dengan acuan data wireline log, sample batuan inti, biostratigrafi, dan petrografi. Kemudian untuk analisis kuantitatif (rock typing) dilakukan dengan acuan nilai properti (porositas, permeabilitas, saturasi air, dan volume shale). Dalam menentukan metode kuantitatif yang paling tepat untuk digunakan dalam penelitian ini, penulis menyuguhkan metode Windland dan Hydraulic FlowUnit. Pada penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hubungan model fasies pengendapan dengan pembagian kelompok rock typing pada formasi Kujung unit I, lapangan “Betta”, Cekungan Jawa Timur Utara. Formasi Kujung Unit I top hingga bottom pada daerah penelitianmengindikasikan adanya 13 parasekuen. Terdapat beberapa lithofacies yaitu mudstone hingga grainstone, dan shale. Berada pada lingkungan pengendapan laguna dan open shelf dimana situasi eustasy konstan sehingga mendukung pertumbuhan reef patch. Nilai properti yangterkandung pada interval ini antara lain porosity berkisar 1.3% - 31.3% dan permeabilitasnya berkisar 0.04 mD hingga 1042 mD. Sehingga menghasilkan beberapa kelompok reservoir yang diberi ranking satu (1 - excellent), dua (2 – good), tiga (3 – poor), dan empat (4 – very poor) berdasarkan pengelompokan batuan dari kesamaan nilai flow unit (HFU) dan ukuran ronggayang saling terkoneksi (R35).

---

The texture of carbonate rock is known as a high level of complexity because it has several varieties and the effect of secondary porosities, such as vugs and crystallization. So that is directly involved to its properties value. However, the properties that are measured on core samples as a reference are often unmatched when it comes to modelling vs. actual condition. So, it is necessary to get the right method that can match between qualitative (depositional

facies) and quantitative analysis (properties correlation). Depositional facies interpretation is

controlled by wireline log data, core data sample, biostratigraphy, and also petrography report.

Later on, the quantitative analysis (rock typing) determined by combining reservoir properties

values, which are porosity, permeability, water saturation, clay volume. The next step is to get

the right quantitative analysis method for this research, we provide Windland and hydraulic

flow unit method to identify rock typing of carbonate reservoir. The objective from this research is to find correlation between depositional facies and its quality of carbonate Kujung unit I reservoir groups that located in “Betta” field, North East Java basin. Kujung Unit I formation from top to bottom in the research area indicates the presence of 13 parasequences.

There are several lithofacies namely mudstone to grainstone and shale. It is in a lagoon deposition environment and open shelf where the eustasy situation is relatifly constant thus supporting the growth of reef patches. The property values contained at this interval include porosity ranging from 1.3% - 31.3% and its permeability ranges from 0.04 mD to 1042 mD. Thus producing several reservoir groups ranked one (1 - excellent), two (2 - good), three (3 - poor), and four (4 - very poor) based on rock typing analysis based on the similarity of flow unit value (HFU) and the size of interconnected pores (R35)."

"Sistem pori pada reservoir karbonat sangat kompleks dibanding sistim pori pada batuan klastik. terdapat tiga jenis klasifikasi tipe pori pada batuan karbonat, yaitu Interparticle, Stiff dan Crack. Kompleksitas tipe pori tersebut dapat menyebabkan perubahan kecepatan gelombang-P sebesar 40%, serta membuat pengkarakterisasian reservoir karbonat menjadi hal yang sulit ketika estimasi gelombang S dilakukan hanya dengan tipe pori dominan saja (interparticle). Oleh karena itu, pemodelan modulus elastis batuan dengan memperhitungkan kompleksitas tipe pori pada batuan karbonat menjadi hal yang penting. Differential Effective Medium (DEM) merupakan salah satu metoda pemodelan modulus elastis batuan yang memperhitungkan heterogenitas tipe pori pada batuan karbonat dengan melakukan penambahan inklusi tipe pori sedikit demi sedikit kedalam material induk (host material) hingga proporsi materi yang diinginkan tercapai. Selain modulus elastis yang telah memperhitungkan heterogenitas tipe pori, pada penelitian ini juga dihasilkan jenis pori sekunder, persentase dari tipe pori primer dan sekunder, serta estimasi kecepatan gelombang shear.

---

Pore system in the carbonate reservoirs are very complex than the pore system on clastic rocks . There are three types of classification of pore types in carbonate rocks , the interparticle , Stiff and Crack . The complexity of the pore types can cause changes in P-wave velocity by 40 % , as well as create a carbonate reservoir characterization becomes difficult when the S wave estimation is done only with the type of dominant pore ( interparticle ) . Therefore , modeling the elastic moduli of rock taking into account the complexity of type pores in carbonate rocks become essential. Differential Effective Medium ( DEM ) is a method of modeling the elastic moduli of rock that takes into account the heterogeneity of types of pores in carbonate rocks by adding a pore -type inclusions little by little into the parent material ( host material ) until the proportion of the material is reached. In addition to the elastic moduli which has taken into account the heterogenity of pore type. This research also produced the type of secondary pores , percentage of primary and secondary pore types , and the estimation of shear wave velocity."

"ABSTRAKTelah dilakukan penelitian yang bertujuan untuk mengetahui respon AVO modeling pada reservoar karbonat yang memiliki porositas dan jenis fluida yang berbeda. Penelitian ini menggunakan data sintetik sebagai input untuk melakukan proses AVO modeling. Data sintetik ini terdiri dari 16 sumur, yaitu sumur pertama dibuat dengan porositas 0 tidak terisi oleh fluida sama sekali , lima sumur tersaturasi oleh minyak dengan variasi porositas sebesar 10-50 , lima sumur tersaturasi oleh air dengan variasi porositas sebesar 10-50 , dan lima sumur tersaturasi oleh gas dengan variasi porositas sebesar 10-50 . Hasil analisis AVO modeling menunjukkan respon yang berbeda terhadap setiap porositas. Bertambah besarnya porositas pada batuan karbonat, cenderung menunjukkan respon amplitudo yang semakin tinggi. Amplitudo pada minyak dan air menunjukkan respon yang sama, yaitu cenderung mengalami penurunan seiring dengan bertambahnya offset. Semakin jauh offset dan besar angle, maka respon reflektivitasnya akan menurun, sehingga menyebabkan penurunan respon amplitudo.

---

ABSTRACTHas conducted research that aims to know the response of the reservoir AVO modeling carbonate porosity and different fluid types. This study uses synthetic data as input for AVO modeling process. This synthetic data consists of 16 wells, the first wells were made with a porosity of 0 not filled by the fluid at all , five wells saturated with oil with a variation of the porosity of 10 50 , five wells saturated by water with porosity variations of 10 50 , and five wells saturated by gas with a variation of the porosity of 10 50 . AVO modeling analysis results showed different responses to each of the porosity. Increase the amount of porosity in carbonate rocks, tend to show that the higher the amplitude response. The amplitude of the oil and water showed the same response, which tends to decrease with increasing offset. The further offset and large angle, then the response reflektivitasnya will decrease, causing a decrease in the amplitude response."

"Reservoir karbonat diperkirakan mengandung hampir 60% dari total cadangan hidrokarbon dunia dan diperkirakan memiliki 50% dari total produksi hidrokarbon. Hidrokarbon umumnya terdapat pada batuan berpori. Porositas batuan karbonat umumnya memiliki heterogenitas yang tinggi, kompleksitas, dan random. Salah satu metode yang efektif untuk mengatasi heterogenitas adalah metode neural network. Sehingga penelitian ini bertujuan untuk menetukan distribusi porositas dengan neural network pada batuan karbonat dengan menggunakan 2 data sumur dan data seismik 2D post stack time migration (PSTM) pada lapangan T. Seismik atribut yang digunakan sebagai input proses probabilistic neural network berupa data seismik dan hasil inversi serta log yang akan diprediksi penyebarannya. Digunakan step wise regression dan validation error untuk menentukan atribut terbaik yang akan digunakan. Hasil prediksi nilai porositas menggunkan probabilistic neural network dengan input atribut terbaik yang telah terpilih menghasilkan korelasi yang lebih baik 0.81 dengan error 0.03 dibanding dengan metode multiatribut yang menggunakan persamaan linier yaitu 0.66 dengan error 0.04 dan hasil model log prediksi mendekati log aktual. Hasil distribusi porositas dapat dianilisis bahwa nilai porositas pada sumur C1 memiliki nilai porositas efektif yang rendah dibandingkan dengan sumur C4.

---

Reservoir carbonate mostly contains 60% of total hydrocarbon preserves in the world, and it is predicted about 50% which is produced hydrocarbon. Commonly, hydrocarbon is found in the rock pores. The porosity of carbonate, generally, has high heterogeneity, complexity, and random. One of effective methods to solve the problem is neural network. The aim of this study is to determine the distribution of porosity using neural network for carbonate in T field. Seismic attribute is used as input in neural network process which is seismic data, inversion result, and well log. Step wise regression and validation error are used to determine the best attributes that will be used to.

The prediction result of porosity using probabilistic neural network with the best attribute has better correlation than using multi attributes for linier method. The correlation and error value using neural network are 0.08% and 0.03%, while the value of correlation and error using multi attribute for linier method are 0.06% and 0.04%, respectively. The predicted log model is approaching the actual log. The result of porosity distribution shows that the porosity value of well C1 has lower effective porosity than well C4."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"Reservoir karbonat pada lapangan R merupakan karbonat batugamping dengan karakter Porositas-Permeabilitas yang kompleks. Penelitian ini bertujuan untuk karakterisasi reservoir karbonat dengan melakukan estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas berdasarkan Model 3D Rock Type. Modified Rock-Fabric Classification digunakan untuk melakukan klasifikasi tipe batuan (rock type) pada tiga sumur referensi (R2, R9, R20). Menggunakan metode ini didapatkan enam RT dari hubungan Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Model 3D Rock Type dihasilkan dengan mengintegrasikan atribut Impedansi Akustik (AI) dan Impedansi Shear (SI) hasil simultaneous inversion seismik dengan persebaran RT pada ketiga sumur referensi menggunakan Naive Bayes Classifier. Model 3D Rock Type digunakan untuk mengontrol estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Hasil estimasi Porositas Interpartikel menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-0.22, dengan nilai Porositas Interpartikel yang relatif baik pada rentang 0.20-0.22 yang berkorelasi dengan RT4. Hasil estimasi Permeabilitas menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-80 milidarcy (mD), dengan nilai Permeabilitas yang relatif baik pada rentang 70-80 mD dan berkorelasi dengan RT6. Hasil estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas menggunakan rocktyping bisa menjelaskan kompleksitas reservoir karbonat dengan lebih baik.

---

Carbonate Reservoir in R Field is a reef limestone which is characterized by its complex Porosity-Permeability relationship. This study aims to characterizze the carbonate reservoir by estimating its Interparticle Porosity and Permeability based on 3D Rock Type Model. Modified Rock-Fabric Classification is used to determine the distribution of Rock Types (rocktyping) in three reference wells (R2, R9, R20). This method identifies six Rock Types from the relationship of Interparticle Porosity and Permeability. 3D Rock Type Model is generated by integrating Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) attributes from seismic simultaneous inversion with Rock Types distribution in three reference wells using Naive Bayes Classifier. The result is then used to control Interparticle Porosity and Permeability Estimation. Interparticle Porosity estimation results using rocktyping show value ranges 0-0.22, a relatively good Interparticle Porosity value ranges 0.20-0.22 correlates with RT4. Permeability estimation results using rocktyping show value ranges 0-80 milidarcy (mD), a relatively good Permeability value ranges 70-80 mD correlates with RT6. Both results using rocktyping can give a better picture on the complexity of the carbonate reservoir in R Field."