Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Reservoar batuan dasar terekah merupakan reservoar batuan beku dan batuan metamorf yang terekahkan secara alami, sehingga memiliki porositas dan permeabilitas sekunder yang dapat menjadi tempat terkonsentrasinya hidrokarbon. Indonesia merupakan salah satu negara yang memiliki potensi reservoar batuan dasar terekah, salah satunya berada pada Cekungan Sumatera Selatan. Pencarian rekahan pada reservoar batuan dasar terekah dinilai cukup rumit. Untuk itu, dibutuhkan metode yang tepat dalam memprediksi sebaran rekahan pada batuan dasar. Salah satu metode yang efektif dalam memetakan dan memodelkan sebaran rekahan pada batuan dasar terekah yaitu metode Continuous Fracture Modeling (CFM). Metode ini memanfaatkan integrasi antara data seismik dengan data sumur melalui pendekatan neural network, sehingga dinilai mampu mengakomodir kelemahan data seismik yang memiliki resolusi terbatas. Data dip angle dan dip azimuth dari data log FMI digunakan untuk analisis rekahan disekitar sumur yang selanjutnya disebarkan secara lateral dalam model grid 3D untuk memprediksi keberadaan rekahan pada daerah yang tidak memiliki data sumur. Fracture driver terpilih (maximum curvature, ant-track, variance, chaos, dip illumination, dan 3D edge enhancement) digunakan dalam proses training dengan fracture indicator untuk menghasilkan model intensitas rekahan. Pemilihan fracture driver didasarkan oleh nilai korelasi, dimana korelasi terbesar terdapat pada atribut passive ant-track sebesar 0.316 dengan fracture indicator. Selanjutnya, model di validasi dengan data Drill Stem Test (DST). Berdasarkan hasil data DST dan model intensitas rekahan menunjukkan bahwa, daerah dengan intensitas rekahan tinggi memiliki korelasi dengan keberadaan fluida berupa gas pada data DST.

---

Fractured basement reservoir is a reservoir of igneous rocks and metamorphic rocks that are naturally fractured, which has good secondary porosity and permeability which can act as a reservoir for hydrocarbon concentration. Indonesia is one country with a potential of fractured basement reservoir, one of which located in the South Sumatra Basin. Exploring fractured in the basement reservoir is quite tricky, for this reason, a proper method is required to predict the distribution of fractures in the fractured basement. One of the effective methods in mapping and modeling the distribution of fractures in the fractured basement exploration is the Continuous Fracture Modeling (CFM) method. This method utilizes the integration of seismic data and well log data through a neural network approach, which is capable to resolve the weaknesses of the seismic data which has limited resolution. Dip angle and dip azimuth data from log FMI, are used for fracture analysis around wells which later distributed in a 3D grid model to predict the existence of fractures in the area that does not have well log data. The selected fracture drivers (maximum curvature, ant-track, variance, chaos, dip illumination, and 3D edge enhancement) are used for training process with fracture indicator to build the fracture intensity model. The fracture drivers were selected by its correlation value to the fracture indicator, where passive ant-track has the highest value at 0.316. Furthermore, the results of the model are validated with Drill Stem Test (DST) data. Based on the results of DST data and fracture intensity models show that areas with high fracture intensities have a correlation with the existence of gas fluid in the DST data."

"Telah dilakukan analisis metode dekomposisi spektral berbasis transformasi wavelet kontinyu (CWT) terintegrasi atribut seismik Amplitudo RMS dan Similarity dalam mendelineasikan zona patahan-rekahan didukung dengan analisis data sumur dan log FMI (FullboreFormation Micro Imager) dalam menentukan arah patahan-rekahan. Daerah penelitian ini berada pada Lapangan "Falah", Cekungan Jawa Timur dengan formasi Tuban berumur Miosen. Objek penelitian dikategorikan batuan karbonat jenis reef built up dan zona menarik untuk dianalisis pada reservoar karbonat yaitu berupa zona patahan dan rekahan. Hasilnya metode dekomposisi spekral berbasis CWT dapat memperlihatkan patahan-rekahan pada frekuensi tinggi 40 Hz dan terintegrasi Atribut seismik Amplitudo RMS pada lebar jendela 10 ms dan Similarity pada 25 ms. Patahan-rekahan memiliki arah umum kemiringan sebesar 700 berarah timurlaut-baratdaya. Ketiga atribut yang digunakan pada penelitian ini dapat mendelineasikan arah patahan dan rekahan pada reservoar karbonat reef built up.

---

There have been done analysis of spectral decomposition method which was based on Continuous Wavelet Transformation (CWT), integrated Seismic Attributes of RMS amplitude and Similarity. To delineate fault-fracture zone is supported with well data analysis and FMI (FullboreFormation Micro Imager) log is used to define fault-fracture direction. This project research is located at “Falah” field. East Java basin with Tuban formation is in Miocene era. Research object is categorized carbonate rock with reef built up type and the zone is interesting to analyze of carbonate reservoir which are fault and fracture zone.

Result of spectral decomposition method which was based on CWT can show fault-fracture in high frequency at 40Hz and integrated seismic attribute of RMS amplitude with window width at 10ms and then similarity at 25ms. Fault-fracture has common dip at 70° of North East – South West direction. Three attributes were used in this research can delineate fault and fracture direction of carbonate reservoir with reef built up type."

"Lapangan Kale terletak pada Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan dimana lapangan ini berada pada Blok yang aktif menghasilkan minyak dan gas bumi. Keekonomian atau nilai dari suatu lapangan minyak gas sangat penting dalam rangka pengembangan lapangan tersebut. Sehingga studi integrasi antara geologi dan geofisika mengenai karakterisasi reservoar pada lapangan ini sangat diperlukan. Angka yang didapat dalam hal cadangan akan sangat penting bagi seorang reservoir engineer dalam menentukan keekonomian lapangan tersebut. Berbekal data survey seismik 3D dan 4 sumur eksplorasi studi integrasi geologi dan geofisika ini dijalankan. 3 fase studi utama, yaitu analisa petrofisika, dimana kita dapat mengetahui sifat fisik dari batuan reservoar pada tiap sumurnya di lapangan Kale pembuatan impedansi akustik, dimana didahului dengan analisa rock physic pada data sumur, terlihat jelas bahwa impedansi akustik pada data sumur dapat membedakan 3 jenis litologi yang berkembang pada reservoar sand-A formasi LTAF. Pemodelan geologi, dimana impedansi akustik dan juga data dari analisa petrofisika dipakai sebagai input dalam pemodelan geologi ini. Output dari studi ini akan menghasilkan beberapa peta sebaran reservoar, mulai dari peta sebaran fasies dimana berdasarkan data core sumur Kale-2 reservoar sand-A formasi LTAF diendapkan pada lingkungan transisi/ delta. Peta sebaran porositas, dimana kontrol fasies dipakai dalam mempopulasikan porositas pada reservoar sand- A lapangan Kale. Peta sebaran permeabilitas, di buat berdasarkan persamaan antara porositas dan permeabilitas yang ada pada data core, sehingga nilai permeabilitas pada studi ini didapat dari transformasi porositas- permeabilitas dengan menggunakan persamaan tersebut.

---

Kale is Field located at Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin, which is being a part of one of active blocks in Indonesia. Field economic value is the most important thing in order to develop oil and gas field. Integrated geology and geophysics study for reservoir characterization in this field is urgently needed. For reservoir engineer, reserve estimation from geologist will be used to run the economic evaluation in this field. 3D Seismic data and 4 four exploration wells are used in this integrated G G study. Three primary phases is carried out in order to run this study. Petrophysical analysis in each well in Kale field will be evaluated to have all the petrophysical value in A sand reservoir Acoustic impedance cube generated base on rock physic analysis which is acoustic impedance can divided A sand reservoir into 3 three lithology Geological modeling generated with acoustic impedance cube and petrophysical data as the input. The result of this study is presented in reservoir distribution map, such as facies which is controlled by core data from Kale 2 well that showing this reservoir deposited at delta environment. Porosity distribution map generated with facies distribution control. Porosity permeability plot at Kale 2 well have a good equation will be used to transform porosity value to permeability value."

"Lapangan Talavera seluas 230km2 adalah lapangan migas yang berada di Cekungan Sumatera Utara yang merupakan salah satu cekungan mature di Indonesia. Lapangan ini diduga memiliki fitur stratigrafi berupa chanel dan delta dengan perlapisan batu pasir yang tipis sehingga tidak dapat terdeteksi dalam peta seismik konvensional. Dalam penelitian ini dipilih atribut seismik dekomposisi spektral berbasis Continuous Wavelet Transform (CWT) yang dapat mengekstrak informasi frekuensi dari peta seismik fungsi waktu menjadi peta fungsi waktu-frekuensi. Hasilnya diharapkan akan dapat digunakan untuk mendelineasi fitur stratigrafi dan mengetahui penyebaran lapisan batu pasir (batuan reservoar). Sementara atribut RMS amplitude digunakan untuk melihat distribusi kandidat reservoar sekaligus menjadi data pembanding dan pendukung informasi yang didapat dari atribut dekomposisi spektral. Pada akhirnya, hasil penellitian ini akan sangat berguna bagi perhitungan cadangan rinci, yang akan sangat tergantung pada geometri dan kualitas reservoar. Selain itu, juga akan berguna bagi perencanaan produksi pada fase eksploitasi. Dari hasil penelitian ini didapatkan tiga fasies reservoar dan hubungan korelasi yang kuat antara metode dekomposisi spektral dengan ekstraksi atribut RMS amplitude. Dengan atribut RMS amplitude dapat dilihat distribusi reservoar berdasarkan tingginya nilai amplitudo. Sementara untuk delineasi batu pasir secara lebih rinci diperoleh dari hasil analisa dekomposisi spektral.

---

Talavera is a 230km2 area of the oil and gas field located in the North Sumatra Basin, which is one mature basins in Indonesia. This field has allegedly stratigraphic features such as channels and delta sandstone with thin bedding that can not be detected in conventional seismic map.

In this study, seismic attribute spectral decomposition based on Continuous Wavelet Transform ( CWT ) is selected to extract the frequency information from the seismic map time domain becomes a seismic map time - frequency domain. The results are expected to be used to delineate the stratigraphic and geographic distribution of feature layers of sandstone (reservoir rock) . While the RMS amplitude attribute is used to look at the distribution of the reservoir as well as a candidate benchmark data and supporting information obtained from spectral decomposition attributes. In the end, this study results will be useful for a detailed calculation of reserves, which will depend on the geometry and quality of the reservoir. In addition, it will also be useful for the planning of production in the exploitation phase.

From the results of this study, the three reservoir facies and a strong correlation between the spectral decomposition method with RMS amplitude attribute extraction are detected. With RMS amplitude attribute can be seen by the high value of reservoir distribution amplitude . As for the delineation of sandstone in more detail the results obtained from the spectral decomposition analysis."

"Dalam analisis riil, atau lebih luas dalam ruang metrik, dikenal konsep pada fungsi kontinu. adalah suatu konstanta positif yang bergantung pada dan, dengan anggota domain dari fungsi kontinu tersebut. Pada ruang metrik, bilangan tidak hanya sebuah bilangan yang bergantung pada dan tetapi dapat merupakan sebuah fungsi kontinu. Dalam skripsi ini, dipelajari konstruksi sehingga menjadi suatu fungsi kontinu yang bergantung pada dan . Lebih lanjut, diperlihatkan bahwa terdapat sifat ruang metrik yang mempengaruhi sifat fungsi yakni nilai minimum pada fungsi di ruang metrik yang sequentially compact."

"Formasi Keutapang yang berada pada Cekungan Sumatera Utara merupakan salah satu cekungan back-arc di Indonesia yang sudah memproduksi minyak dan gas. Dalam penelitian ini, formasi Keutapang didominasi oleh litologi perselingan batupasir dan batuserpih. Metode Continuous Wavelet Transform (CWT) dan metode atribut RMS Amplitude digunakan untuk pemetaan reservoir batupasir karena dapat memetakan lapisan tipis dan efektif terhadap perubahan kontras amplitude. Hasil dari penerapan (CWT) pada frekuensi 30 Hz dapat memetakan dengan baik kemenerusan lapisan batupasir pada Formasi Keutapang. Untuk hasil analisa atribut RMS Amplitude dengan jendela 20 ms dapat memetakan sebaran batupasir dengan baik. Respon RMS Amplitude tinggi merupakan batupasir sedangkan untuk batuserpih ditunjukkan dengan daerah RMS Amplitude rendah. Interpretasi distribusi reservoar batupasir dari (CWT) dan atribut RMS Amplitude dihasilkan sebagai pengendapan channel.

---

Keutapang Formation located in North Sumatera basin is one of the back arc basin in Indonesia which has produced oil and gas. In this research, Keutapang formation dominated by sandstone and shale lithology. Continuous Wavelet Transform (CWT) and RMS Amplitude attribute method used for sandstone reservoir mapping because it can map out a thin layer and effective to amplitude contrast changing.

The result of (CWT) apllication in 30 Hz frequency could map well on the sandstone layer continuity in Keutapang Formation. For RMS amplitude attribute analysis result with 20 ms window can map out the distribution of sandstone well. High amplitude RMS response is sandstone while shale showed by Low Amplitude RMS area. The interpretation of sandstone reservoir distribution of and RMS Amplitude attribute generated as the channel sedimentation."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon dapat dikaji dengan melakukan perhitungan cadangan. Salah satu cara untuk mendapatkan nilai pretorian cadangan hidrokarbon adalah dengan memodelkan reservoar pada lapisan interest dari sebuah lapangan penghasil hidrokarbon. Daerah penelitian lapangan FIAN berada pada Sub-Cekungan Jambi yang secara regional termasuk wilayah Cekungan Sumatera Selatan. Fokus penelitian berada pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 yang merupakan zona reservoar pada lapangan FIAN. Model berbasis data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, dan peta struktur sebagai input dalam memodelkan reservoar dengan pendekatan geostatistik stokastik. Pemodelan fasies menggunakan metode SIS (Sequential Indicator Simulation) sedangkan pemodelan properti petrofisika menggunakan metode SGS (Sequential Gaussian Simulation). Pemodelan properti petrofisika terdiri dari pemodelan porositas, saturasi air, dan NTG (net to gross). Dari analisis fasies seismik menunjukkan bahwa lapangan FIAN berada pada lingkungan pengendapan marine atau delta yang sifatnya tenang. Lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki karakteristik reservoar yang baik karena memiliki nilai properti petrofisika optimal yaitu porositas 20-30%, saturasi air 50-70%, dan NTG 70-90%. Berbasis peta isopach lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki ketebalan rata-rata berturut-turut 49,34 meter dan 26,30 meter. Proses perhitungan cadangan minyak dapat dilakukan dengan memodelkan STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) yang pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki nilai 64 x 106 m3. Terdapat respons hidrokarbon yang baik pada lapisan tersebut di sebelah baratdaya lapangan FIAN.

---

The amount of oil and gas production from a hydrocarbon producing field can be assessed by making a reserve calculation. One of many ways to obtain an estimated value of hydrocarbon reserves is modeling the reservoir in the interest layer of a hydrocarbon producing field. The FIAN field research area is in the Jambi Sub-Basin which is regionally included in the South Sumatra Basin. The research focus is on the Sand 1 and Sand 2 layers which are reservoir zones in the FIAN field. The model based on seismic data and well data which in processing produces geological marker, and structure maps as input in modeling the reservoir with stochastic geostatistical approach. Facies modeling is using the SIS (Sequential Indicator Simulation) method while petrophysical property modeling is using the SGS (Sequential Gaussian Simulation) method.

Petropyhsical property modeling consists of porosity, water saturation, and NTG (net to gross). From the analysis of seismic facies shows that the FIAN field is in a marine or delta deposition environment with tranquil condition. Sand 1 and Sand 2 layers have good reservoir characteristics because it has optimal petrophysical values i.e. 20-30% porosity, 50-70% water saturation, and 70-90% NTG. Based on isopach maps, Sand 1 and Sand 2 layers has an average thicknesses of 49,34 meters and 26,30 meters consecutively. The process of calculating oil reserves can be done by modeling STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) which at the Sand 1 and Sand 2 layers has a value of 64 x 106 m3. There is a potential hydrocarbon response in that layers at southwest of the FIAN field."

"Telah dilakukan analisis metode atribut seismik struktur untuk menentukan sesar geser yang didukung menggunakan data seismik. Daerah penelitian ini berada didaerah Cekungan Jawa Timur dengan Formasi Tuban berumur Miosen. Objek penelitian dikategorikan batuan karbonat jenis reef dan yang menarik untuk dianalisis pada reservoar karbonat yaitu berupa zona sesar geser dikarenakan sulitnya untuk menginterpretasi struktur sesar geser pada reservoir karbonat. Metode yang digunakan adalah atribut seismik, yaitu atribut spektral dekomposisi Continuous Wavelet Transform (CWT), Atribut Similarity, Atribut Curvature, dan Atribut Variance. Hasil analisa keempat atribut menunjukkan atribut variance tidak terlihat jelas pada peta atribut sedangkan pada atribut spektral dekomposisi CWT, Curvature, dan Similarity terlihat jelas pada peta atribut. Sesar geser memiliki arah barat daya menuju timur laut.

---

Has conducted seismic attribute analysis method to determine the shear fault structure are supported using seismic data. This research area is the area of East Java Basin with Tuban Formation Miocene.

The object of research is categorized carbonate reef types and interesting to be analyzed in the form of the carbonate reservoir shear fault zone due to the difficulty in interpreting the shear fault structure in carbonate reservoirs.

The method used is seismic attribute, that attribute spectral decomposition of Continuous Wavelet Transform ( CWT ), Attribute Similarity, Curvature attributes and attribute Variance.

Results of analysis of variance four attributes indicate attributes are not visible on the map attribute whereas the spectral decomposition attributes CWT, Curvature and Similarity clearly visible on the map attributes. Shear fault has the southwest toward the northeast."