Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Permeabilitas merupakan suatu properti dinamis yang mencerminkan kemampuan batuan reservoar untuk mengalirkan fluida. Apabila batuan terkompresi akibat tekanan gelombang seismik yang melewatinya, peningkatan energi tekanan pori batuan akan menyebabkan fluida pada pori batuan tersebut terpindahkan.Mitchell (1996), memperkenalkan suatu metoda Energy Absorption Analysis untuk mengestimasi harga atenuasi relatif medium bumi menggunakan analisa Fast Fourier Transform (FFT) untuk setiap jendela waktu dan melakukan curve fitting sehingga mendapat harga koefesien atenuasi relatif. Estimasi harga faktor kualitas relatif (Q) dilakukan melalui hubungan antara atenuasi dan faktor kualitas (Johnston dan Toksoz ,1981). Estimasi harga permeabilitas relatif dilakukan menggunakan metoda Q (Sismanto, 2003) untuk mendapatkan penampang permeabilitas relatif.Studi terhadap metoda ini dilakukan menggunakan data seismik 2D Pre-Stack Time Migration Preserve Amplitude. Target merupakan zona produktif berupa minyak sebesar 609 BOPD dan gas sebesar 4.2 MSCFGD. Penerapan metoda ini menghasilkan penampang yang menunjukkan adanya anomali pada zona target berupa harga atenuasi yang relatif tinggi, harga faktor kualitas (Q) yang relatif rendah dan harga permeabilitas yang relatif tinggi.

---

Permeability is one of the important parameter in the process of reservoir characterization, in where permeability is dynamic property and reflecting the ability of a reservoir petrifaction to channel fluid. If seismic wave crawls in a way as energy spreading and affects deformation against petrifaction?s pores and increases gradient of pressures on petrifaction?s pores, that will finally affects fluid to be able to flow between the connected pore's spaces.

Mitchell (1996), introduced a method namely Energy Absorption Analysis to estimate the value of relative attenuation of earth medium using the Fast Fourier Transform (FFT) analysis for any time frame and to match curve so that the value of relative coefficient attenuation may be obtained, to further reduce and obtain the value of relative quality factor (Q) use attenuation and quality factor introduced by Johnston and Toksoz (1981). Estimation of the value of relative permeability may be done by using Q method (Sismanto, 2003) to obtain a relative permeability section.

This method is tested by using 2D real seismic data Pre-Stack Time Migration that is considered Preserve Amplitude in the processing stage. The target is productive zone which is oil in the quantity of 609 BOPD and gas in the quantity of 4.2 MSCFGD. The implementation of this method shall result section that show the existence of anomaly on the target zone that is the high value of relative attenuation, the quality factor (Q) is relatively low and the permeability is relatively high."

"Penelitian ini akan membahas mengenai pemodelan penyebaran fasies sedimen laut dalam di salah satu lapangan yang mengandung gas di Cekungan Kutai. Fasies pengendapan di lapangan Y dibagi menjadi 5 yakni Channel Axis, Channel Margin, Levee Overbank, Mass Transport dan Mud. Fasies pengendapan tersebut dibedakan satu dengan yang lain dalam penelitian ini melalui perbedaan cut-off vshale dan pola log GR. Korelasi antar sumur menggunakan ketentuan stratigrafi sikuen dibantu dengan data plot gradien tekanan dan data seismik. Interpretasi data seismik 3D pada interval pemodelan yaitu interval A bertujuan untuk membentuk kerangka pemodelan penyebaran fasies. Pemodelan penyebaran fasies pada penelitian kali ini menggunakan metode Multi Point Statistic Simulation (MPS). Modul pemodelan MPS dalam software Petrel menyediakan sarana untuk menyertakan berbagai macam input data geologi dan geofisika dalam pemodelan fasies. Data input tersebut antara lain training image, seismik vshale dan data peta medan azimuth. Penelitian ini juga mencoba membandingkan proses pemodelan fasies menggunakan metode MPS dengan salah satu metode stochastic lainnya yakni SIS (Sequential Indicator Simulation).

---

This study describes about fasies distribution modeling of deepwater deposit in one of gas field at Kutai Basin.The deepwater depositional fasies in Y field can be divided into 5 fasies such as Channel Axis, Channel Margin, Levee Overbank, Mass Transport and Mud. Vshale cut-off and GR log pattern are used for dividing one depositional fasies to other depositional facies. Sequence stratigraphy concept is applied on well to well correlation supported with other data like pressure gradien plot and seismic section. 3D seismic horizon interpretation at A interval aim to build model framework for fasies distribution.

This research utilizes Multi Point Statistic Simulation (MPS) method to distribute the fasies. The MPS modeling modul in Petrel provides some options to use geology and geophysics data as modeling input. Thoose input data are training image, vshale seismic cube and azimuth field map. The study also tried to compare the facies modeling process using the MPS method with one of the other stochastic methods namely SIS ( Sequential Indicator Simulation )."