Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Salah satu metode pemodelan reservoar untuk karakterisasi reservoar adalah pemetaan distribusi hidrokarbon reservoar seperti gas dengan seismik inversi menggunakan parameter elastik batuan sebagai parameter inversinya. RAKA field ditemukan sekitar tahun 1980 terdapat tiga formasi Belut, Gabus dan Arang. Formasi Arang adalah salah satu formasi penghasil gas dengan tipe reservoar batu pasir, dengan rata-rata ketebalan 70 ft pada lingkungan pengendapan terrestrial (low sinuousity channel) ke transitional lacustrinal deltaic system. Salah satu metodologi untuk memodelkan distribusi spasial dari properti reservoar adalah menggunakan elastik impendansi. Elastik impendasi merupakan kesamaan dengan AI untuk data non zero-offset dapat ditunjukkan dengan fungsi yang disebut elastik impedansi (EI). Fungsi ini merupakan generalisasi dari akustik impedansi untuk sudut datang yang bervariasi yang memberikan konsistensi dan kerangka kerja untuk mengkalibrasi dan menginversi data non zero-offset seismik seperti yang dilakukan AI pada zero-offset. Detail yang diinterpretasikan adalah formasi Arang pada struktur horizon top horizon A5_Horz dan bottom horizon A4_Horz. Dari analisa awal hasil ekstraksi RMS amplitudo volume near offset dan far offset menunjukkan adanya anomali AVO. Dengan melakukan cross plot antara AI dan EI normalisasi pada zona A5_Horz dan A4_horz pada data sumur menunjukkan perbedaan gradien antar zona gas dan zona non-HC dan cross over antara AI dan EI dengan penuruan nilai EI juga menunjukkan adanya gas. Pemodelan reservoar dilakukan dengan membandingkan inversi AI pada volume near offset dan inversi EI normalisasi pada volume far offset. Dari perbandingan tersebut didapatkan hubungan antara distribusi gas dengan anomali AVO pada indikasi awal dari ekstraksi RMS amplitudo.

---

The success of prediction of reservoir modeling is the mapping of hydrocarbon reservoirs such as gas distribution using inversion elastic parameters of rocks. RAKA field found around the year 1980 there are three formations Belut, Gabus and Arang. Formation of Arang is one type of gas-producing formations of sandstone reservoirs, with an average thickness of 70 ft in terrestrial depositional environments (low sinuousity channel) to the transitional lacustrinal deltaic system. One methodology for modeling the spatial distribution of reservoir properties is to use elastic impendance. Elastic impendance is common with accoustic impedance for the non zero-offset data can be shown with the function called Elastic Impedance (EI). This function is a generalization of the acoustic impedance for varying angle which provides consistency and a framework for calibrating and data menginversi non-zero-offset seismic as the AI in the zero-offset. Details are interpreted is the formation of Arang on the horizon structure A5_Horz top and bottom horizon horizon A4_Horz. Initial analysis of the extracted RMS amplitude of the volume of near offset and far offset shows the AVO anomaly. Cross plot wells data of AI and EI normalization in between A5_Horz zone and A4_horz show different gradient gas bearing zone and non-HC bearing zone (background trend) and cross over of AI and EI with low EI values can showing gas present. Then modeling of reservoir is done by comparing the inversion of AI in the volume of near offset and inversion of EI normalization the far offset volume. Comparison of two volume invertion of AI and EI normalization showing the gas distribution showed AVO anomaly at the first indication of the RMS amplitude extraction."

"ABSTRAKTulisan ini akan membahas analisis kinerja penyelesaian persamaan rambatan panas dua dimensi, dengan menggunakan metode odd-even Hopscotch secara paralel pada komputer paralel berbasis transputer. Analisis kinerja yang dimaksudkan disini berkisar pada masalah pengaruh jumlah prosesor, jumlah data, geometri data dan konfigurasi prosesor terhadap speedup dan efisiensi serta trade-off paralelisme lainnya. Hasil yang diharapkan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan parameter-parameter yang mempengaruhi speedup dan efisiensi, khususnya pada metode Hopscotch dan untuk masalah-masalah lain yang serupa pada umumnya. Sehingga dengan menggunakan parameter tersebut dapat menentukan topologi prosesor yang bisa memberikan speedup yang optimal."

"Analisis data partial stack diusulkan digunakan untuk mengembangkan potensi lapangan reservoir hidrokarbon di wilayah konsesi ARCO di lepas pantai utara Laut Jawa. Teknik `Direct Petrophysical Analysis' (DPA) ini menghasilkan beberapa penampang petrofisika seperti faktor kualitas batuan (pseudo-Q), koefisien refleksi gelombang P dan S, impedansi gelombang P dan S, Poisson's ratio dan penampang faktor fluida. Uji coba dilakukan pada lintasan SA3D-2470 dengan menggunakan persamaan backgound trend pada interval kalstik Main-Massive di lapangan KKN.Analisis background trend dilakukan dengan regresi liner kurva kecepatan gelombang P dan S (Vp-Vs) dan kurva impedansi gelombang P terhadap impedansi gelombang S (IpIs) untuk litologi wetsand-shale. Klasifikasi litologi berdasarkan interpretasi data log. Litologi shale dipilih memiliki nilai gamma ray lebih besar 90 unit. Background trend memenuhi persamaan Vp=1.9527*Vs + 567.33 dengan koefisien korelasi 0,84 dan Ip=2.118*Is + 863.71 dengan koefisien korelasi 0,91.Nilai pseudo-Q yang diperoleh dengan metoda pergeseran frekuensi centroid berkisar antara 5 sampai. 70. Penampang pseudo-Q tidak dapat memetakan lapisan reservoir yang tipis seperti KK-31D, KK-35 dan KK-46. Hanya KK-47B yang dapat terlihat pada sisi atas sesar (cdp 5380-5500). Penampang pseudo-Q mampu memetakan lapisan batugamping terutama Batu Raja.Sifat elastis batuan bawah permukaan dihitung dengan menggunakan persamaan yang dimodifikasi oleh Aki-Richards. Interpretasi penampang koefisien refleksi gelombang P dan S menunjukkan bahwa anomali amplitude sekitar 1400-1500 milidetik adalah indikasi akumulasi hidrokarbon pada batupasir berimpedansi rendah KK-47B. Distribusi anomali ini berimpit dengan anomali impedansi rendah pada penampang Ip dan harga Poisson rasio yang rendah dibandingkan dengan sekitamya. Penguatan pada penampang faktor fluida sangat jelas, terutama disekitar KK-47B yang impedansinya rendah. Direct Petrophysical Analysis merupakan teknik yang handal untuk memetakan distribusai reservoir batupasir dengan impedansi rendah.

---

Innovative partial stacks analysis is being employed for development of potential hydrocarbon reservoirs in Offshore Northwest Java (ONWJ). As results of Direct Petrophysical Analysis (DPA) technique several "petrophysical sections" such as pseudo quality factor, reflection coefficients, impedances, Poisson's ratio and fluid factor have been created on line SA-2470 using background trend derived from Main-Massive interval in KKN field.

Background trend analysis was carried out by generating cross plot of shear and compressional velocities (Vp-Vs) and cross plot of shear and compressional impedances (Ip-Is) for wetsand-shale lithology. Lithology classification is derived from log analysis and shale versus sand is defined from gamma ray logs by 90 units. Formula for the background trend are Vp=1.9527*Vs + 567.33 with coefficient correlation 0.84 and Ip=2.118*Is + 863.71 with coefficient correlation 0.91.

Centroid frequency shift analysis indicated that pseudo-Q value ranges from 5 to 70. The vertical section does not properly map thin reservoirs such as KK-31D, KK-35 and KK-46. Only KK- 47B zone which is visible on the up-thrown side of the major fault (cdp 5380-5500). The pseudo-Q section maps limestone layers quite well especially Batu Raja.

Elastic properties of subsurface are calculated using angle dependence reflection coefficient equation derived by Aki-Richards. Interpretation of Rp and Rs stack responses indicated that bright amplitude around 1400-1500ms is the indication of hydrocarbon accumulation in low impedance sand KK-47B. Distribution of this anomaly also coincides with low impedance value on P-wave impedance section and low Poisson's ratio on Poisson's ration stack. Enhancement of amplitude contrast on fluid factor section is very significant especially around KK-47B - low impedance reservoir. It is concluded that Direct Petrophysical Analysis is a powerful tool to predict and map distribution of low impedance sand reservoir."