Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRACTUG Massive formation is the main reservoir of Javaz field, oil and gasproducing field, situated in West Natuna Basin. The use of acoustic impedance (PImpedance)only to characterize reservoir hydrocarbon in this field will lead us intolarge uncertainty. Therefore, to overcome that issue, Seismic Simultaneous Inversionmethod is used at Javaz field within UG Massive formation interval. This method isapplied as an alternative method to predict the pore gas (Lambda-Rho) and porositydistribution, using partial post stack 3D seismic data which are invertedsimultaneously; then Javaz-4 well data which will be used as a reference well forpredicting reservoir properties in other wells at Javaz field.Seismic Simultaneous Inversion method resulted Javaz-3 well has similarreservoir properties as studied in Javaz-4 well. However, Javaz-1A and Javaz-2showed different result caused by large uncertainty in seismic resolution (poor qualityseismic data). Porosity and pore gas prediction suggested around 20 to 30 percent and13 to 18 GPa*g/cc respectively, throughout the field. Hence, this method could beused as an alternative to predict UG Massive reservoir properties in Javaz field awayfrom the wells, and it could be applied to the same field with large uncertainty.

---

ABSTRAKFormasi UG Massive merupakan reservoar utama pada lapangan Javaz,lapangan ini memproduksi minyak dan gas dan berada pada cekungan Natuna Barat.Study yang dilakukan untuk mengkarakterisasi reservoir hydrocarbon pada lapanganini jika hanya menggunakan akustik impedance (P-Impedance) saja akanmenimbulkan ketidakpastian, untuk mengatasi hal ini maka metode Seismicsimultaneous inversion digunakan pada lapangan Javaz dengan target formasi UGMassive. Metode ini digunakan sebagai alternative untuk memprediksi sebaran poregas (Lambd-Rho) dan porositas, dengan menggunakan partial post stack 3D seismicdata yang di inversikan secara bersamaan dan satu sumur (Javaz-4) data yangdigunakan sebagai kontrol untuk kemudian dijadikan acuan dalam memprediksikarakter reservoir para area sumur lainnya.Dengan menggunakan metode Seismic simultaneous inversion ini, makadidapatkan hasil prediksi karakter reservoir pada sumur Javaz-3 yang memilikikarakter mendekati sumur Javaz-4 pada formasi utama, namun tidak demikian untuksumur Javaz-2 dan Javaz-1A. Untuk perkiraan sebaran porositas maupun pore gasdidapatkan hasil yang cukup baik, dengan nilai porositas berkisar antara 20% hingga30% dan pore gas (Lambda-Rho) yang berkisar antara 13 (GPa*g/cc) hingga 18(GPa*g/cc). Dari hasil study ini maka dapat disimpulkan bahwa metode ini dapatdigunakan sebagai alternative untuk memprediksi karakter reservoar pada formasiUG Massive."

"Telah dilakukan kajian optimalisasi inversi seismik dengan memvariasikan jumlah picking horizon dan metode inversi yang digunakan untuk memetakan gambaran bawah permukaan yang berpotensi menjadi reservoar hidrokarbon di lapangan F3, Laut Utara, Belanda. Inversi seismik ini dikontrol oleh data sumur. Inversi seismik sangat ditentukan oleh penentuan picking horizon dan metode inversi yang digunakan. Untuk struktur litologi yang tidak kompleks (flat) cukup menggunakan dua horizon. Sedangkan untuk litologi yang kompleks seperti downlap dan onlap, picking horizon tidak cukup dua. Pada daerah lapangan F3 ini memiliki downlap dan bright spot, yang menyebabkan lapangan ini berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon dan telah dilakukan pengujian penggunaan jumlah picking horizon untuk memetakan bawah permukaan di lapangan ini. Diperoleh hasil yang optimal dengan 3 horizon, adapun metode seismik inversi yang optimal untuk menyelesaikan downlap ini adalah model based daripada metode bandlimited dan sparse spike. Hasil horizon slice pada metode model based menunjukkan bahwa terdapat dua zona reservoar. Ketebalan reservoar pertama sekitar 40.08 m dengan luas sekitar 13,353,840 m2 dan reservoar kedua ketebalannya sekitar 26.4 m dengan luas sekitar 5,104,160 m2 .

---

Study about optimization in seismic inversion by varying the number of horizon picking and inversion method has been conducted to delineate subsurface of prospective hidrocarbon reservoir zone at field F3, North Sea, Netherland. Seismic inversion was controlled by wells data. Seismic inversion is strongly determined by horizon picking and the method of the inversion itself. For less lithological structure (flat), 2 horizons are enough, meanwhile for complex lithological structure such as downlap and onlap, more horizons picking are needed. Downlap and bright spot structure were found in field F3 which made this area became prospectous and thus horizon picking determination was conducted to delineate the subsurface. The result shows that the optimum horizon is 3, and the optimum seismic inversion method is model based than bandlimited and sparse spike. The results of horizon slice models based method shows that there are two reservoir zones exist. The first zone is approximately 40.08 m thick which enclose 13,353,840 m2 areas, while the second zone is about 26.4 m thick with 5,104,160 m2 areas"

"Indonesia termasuk dalam rangkaian cincin api pasifik dan memiliki ratusan gunung api aktif yang berjajar di sepanjang kepulauannya. Keberadaan gunung api berpotensi menimbulkan dampak, baik positif maupun negatif. Pemahaman dan pembelajaran mengenai tanda-tanda kenaikan aktivitas gunung api diperlukan untuk mitigasi. Karena itulah gunung api aktif selalu dilakukan pemantauan baik secara kontinyu maupun berkala. Ilmu kegempaan atau seismologi memiliki berbagai lingkup yang dapat menggambarkan proses internal tubuh gunung api sebagai informasi mengenai kondisi bawah permukaan. Buku ini akan membahas dasar-dasar mempelajari seismologi gunung api, termasuk teori dasar gelombang seismic dan perkembangan konsep gunung api. Penulis menyusun teori sederhana mengenai seismik vulkanologi dengan menjadikan gunung api di Indonesia sebagai objek. Buku ini juga merupakan salah satu kontribusi penulis yang juga sebagai ketua riset grup di bidang gunung api dan panas bumi."

"Formasi Patchawarra terdapat pada Cekungan Cooper, Australia, merupakan salah satu formasi yang memiliki reservoir untuk gas dan minyak. Pertimbangan dilakukannya penelitian dalam formasi ini adanya data yang memberikan petunjuk mengenai keberadaan reservoir, khususnya batupasir untuk didapatkan pemodelan fasies untuk batupasir itu sendiri. Proses yang dilakukan dalam tahapan penelitian dimulai dengan evaluasi formasi secara vertikal dengan datadata sumur bor, yang kemudian di hubungkan dengan data lateral berupa atribut seismik, dalam hal ini digunakan 4 atribut, yaitu, RMS Amplitude, Relative Acoustic Impedance, Thin Bed Indicator, Instantaneous Frequency, yang masing masing memiliki karakteristik dan fungsi masing masing. Inversi seismik dilakukan untuk memberi pengamatan lebih detil mengenai penyebaran (kemenerusan horison) dan membandingkan nilai impedansi reservoir data sumur dengan data seismik secara lateral. Selain itu evaluasi formasi dilakukan untuk mendapatkan nilai properties bawah permukaan yang nantinya digunakan juga dalam pemodelan. Kesimpulan yang didapat dari hasil penelitian ini, Reservoir yang menjadi target penelitian ini memiliki lingkungan pengendapan yaitu fluvial dengan tipe sungai meandering, sedangkan bagian lain yang memiliki kandungan batubara yang cukup tebal merupakan back swamp bagian dari sistem fluvial yaitu meandering. Jadi Fungsi seismik atribut, inversi seismik, dan dikombinasikan dengan evaluasi formasi, dapat dipakai sebagai dasar dalam pemodelan fasies dan properties.

---

Patchawarra formation is part of Cooper Basin, Australia, is one that has a reservoir for gas and oil. Consideration of doing research in this formation for the data that give clues about the presence of the reservoir, particularly sandstones to be obtained for facies modeling itself.

Processes are carried out in the research stage begins with the formation of vertically evaluation with drill wells data, which are then connected with the data in the form of lateral seismic attributes, in this case using four attributes, RMS amplitude, Relative Acoustic Impedance, Thin Bed Indicator, Instantaneous Frequency, which each have their own characteristics and functions.

Seismic inversion is done to provide more detailed observations about the spread (continuity of the horizon) and comparing the impedance values reservoir the well data with seismic data laterally. Besides formation evaluation done to get the value of properties below the surface that will be used also in modeling.

The conclusion of this study, reservoir target of this research has fluvial depositional environment is the type of meandering rivers, while other parts have a fairly thick coal deposits is back swamp is part of a meandering fluvial system. So the function of seismic attributes, seismic inversion, and combined with the formation evaluation, can be used as a basis for facies modeling and properties."

"[ABSTRAKFormasi Toolachee memiliki penyebaran yang sangat luas di Cekungan Cooper.Padahal ketebalan Formasi Toolachee tidaklah begitu tebal dengan rata-rataketebalan berkisar hingga 300 m. Proses sedimentasi Fm. Toolachee secararegional berupa fluvial (meandering) dengan urutan batuan berupa batupasir,batulempung, batulanau, dan batubara. Batupasir Fm. Toolachee memilikiporositas yang sedang hingga bagus, sehingga dapat bertindak sebagai reservoiryang terbukti mengalirkan gas pada Sumur Meranji-1. Dengan asumsi bahwapenyebaran Fm. Toolachee luas dan terendapkan di semua daerah penelitian,seharusnya ditemukan juga kandungan hidrokarbon pada dua sumur lainnya, yaituCooba-1 dan Pelican-5. Kenyataannya, Cooba-1 dan Pelican-5 tidak ditemukankehadiran hidrokarbon, sekalipun Fm. Toolachee masih terbentuk disana.Hipotesis yang diangkat adalah bahwa ada kontrol stratigrafi yang berpengaruhterhadap akumulasi hidrokarbon pada Fm. Toolachee. Dari hasil analisis sumurdan seismik yang dibantu dengan atribut seismik dan inversi seismik ditemukanadanya perubahan fasies pada zona reservoir di Meranji-1. Zona reservoir terlihattidak memiliki kemenerusan antara Meranji-1, Cooba-1 dan Pelican-5. Penelitianini menghasilkan penyebaran fasies secara lateral dan vertikal pada Fm.Toolachee. Oleh karena itu, sumur-sumur selanjutnya diharapkan mengikuti polapenyebaran fluvial dari batupasir zona target.

---

ABSTRACTToolachee Fm has widespread deposition which is formed widely in CooperBasin. Although, Toolachee Fm is thin bed formation with thickness averaging300-400m only. Sedimentation process in Toolachee Fm is controlled by fluvialsystem which is formed in meandering depositional environment with lithologyconsists of sandstone, shale, siltstone, and coal. Sandstone of Toolachee Fm hasmoderate to good porosity, therefor it can act as reservoir which is proven byflowing gas in Meranji-1 well. Based on assumption of widespread depositional ofToolachee Fm, hydrocarbon accumulation shall be found in two wells, Cooba-1and Pelican-5. In fact, Cooba-1 and Pelican-5 do not encounter significanthydrocarbon in Toolachee Fm. Hypotehsis were made that stratigraphy has animportant influence of hydrocarbon accumulation in Toolachee Fm. Study result,from integrated study well and seismic interpretation which is supported byseismic stratigraphy, attribute seismic and seismic inversion, show facies changein Toolachee resulting truncated sand body. This study produces a comprehensivefacies distribution both laterally and vertically. Therefor, next well should bedrilled along channel geometry, Toolachee Fm has widespread deposition which is formed widely in CooperBasin. Although, Toolachee Fm is thin bed formation with thickness averaging300-400m only. Sedimentation process in Toolachee Fm is controlled by fluvialsystem which is formed in meandering depositional environment with lithologyconsists of sandstone, shale, siltstone, and coal. Sandstone of Toolachee Fm hasmoderate to good porosity, therefor it can act as reservoir which is proven byflowing gas in Meranji-1 well. Based on assumption of widespread depositional ofToolachee Fm, hydrocarbon accumulation shall be found in two wells, Cooba-1and Pelican-5. In fact, Cooba-1 and Pelican-5 do not encounter significanthydrocarbon in Toolachee Fm. Hypotehsis were made that stratigraphy has animportant influence of hydrocarbon accumulation in Toolachee Fm. Study result,from integrated study well and seismic interpretation which is supported byseismic stratigraphy, attribute seismic and seismic inversion, show facies changein Toolachee resulting truncated sand body. This study produces a comprehensivefacies distribution both laterally and vertically. Therefor, next well should bedrilled along channel geometry]"

"Pemodelan sifat fisik batuan yang telah dilakukan dengan menggunakan data seismik, data sumur dan atribut seismik untuk mempelajari penyebaran kualitas reservoir pada daerah laut dangkal Natuna di lapangan N. Pemodelan dimulai dengan menentukan batasan vertikal reservoir dengan membagi litologi sand dan shale kedalam bentuk diskrit. Konstrain antara data litologi dengan atribut seismik ditentukan oleh koefisien dan probabilitas kemunculan pendekatan nilai. Pemodelan sebaran litologi berdasarkan variogram dengan statistik dan analisis atribut impedansi akustik. Hasil pemodelan sifat fisik batuan pada tiap sumur dijadikan acuan untuk menentukan kualitas reservoir di suatu titik. Penyebaran model petrofisika diprediksi dengan menggunakan Sequential Gausian Simulation. Jumlah sumur yang terbatas pada lapangan ini menjadi isu penting yang menyebabkan variogram kurang berperan dalam analisis data sehingga penyebaran model petrofisika lebih ditekankan dari analisis pengendapan reservoir. Hasil distribusi facies pada formasi Upper Arang terutama pada lapisan AA-20 dan AA-40 dominan berada pada daerah antiklin disekitar sumur dan perkembangan reservoir lebih ke arah barat. Pemodelan facies digunakan sebagai panduan dan kontrol untuk mendistribusikan properti reservoir dalam model geologi 3D yang ditampilkan dalam peta distribusi reservoir yang berupa penyebaran porositas, saturasi air dan Net to Gross.

---

Physical properties modeling of rocks that have been done using seismic data, well data and seismic attributes to study the distribution of reservoir quality in shallow marine areas of the field N. Modeling begins by determining the vertical border of the reservoir with sand and shale lithology, which is divided into discrete form. Constraints between data lithology and seismic attribute determined by the coefficients and probability of occurrence value. Lithological distribution is based on variogram modeling with statistics and analysis of acoustic impedance attribute.

The results of the physical properties modeling of rocks in each of the wells is used as a reference for determining the quality of the reservoir at a point. The distribution of petrophysical model is predicted using Gausian Sequential Simulation. Limited number of wells in this field becomes an important issue that causes less variogram plays a role in data analysis so that the distribution of petrophysical models emphasized more than the analysis of reservoir sedimentation.

The results of facies distribution in Upper Arang formation mainly in the lining of AA and AA-20-40 dominant anticline located on the area around the well and reservoir development further to the west. Facies modeling is used as a guide and control to distribute the reservoir properties in a 3D geological model shown in the map of the spread of the distribution of reservoir porosity, water saturation and Net to Gross."