Path: TopS2-ThesesGeophysics Engineering-FTTM2012

PREDIKSI POROSITAS DAN SEBARAN FLUIDA GAS PADA RESERVOIR KARBONAT DI LAPANGAN X

PREDIKSI POROSITAS DAN SEBARAN FLUIDA GAS PADA RESERVOIR KARBONAT DI LAPANGAN X

Master Theses from JBPTITBPP / 2017-10-09 10:24:10
Oleh : THOMAS MAILINTON (NIM : 22309010), Department of Geophysical Engineering
Dibuat : 2012, dengan 8 file

Keyword : karakteristik reservoir, karbonat, inversi simultan

Lapangan X terletak di Nangroe Aceh Darussalam adalah salah satu lapangan yang sedang dieksplorasi PT Medco Indonesia Tbk. Data log, data core, dan data seismik menunjukkan bahwa lapangan X berpotensi menghasilkan



hidrokarbon yaitu gas bumi yang ekonomis untuk dieksploitasi. Tujuan penelitian ini adalah mengetahui sifat elastik batuan yang dapat digunakan sebagai



parameter prediksi porositas dan mempelajari pola sebaran fluida gas pada reservoir karbonat Lapangan X. Pemasalahan yang dipelajari yaitu mengenai karakteristik reservoir karbonat di Lapangan X, yaitu porositas dan sebaran fluida gas bumi dengan menggunakan metode inversi simultan. Inversi simultan termasuk dalam klasifikasi seismik inversi yang menggunakan data pre-stack dengan teknik AVO inversi. Metode inversi ini



memanfaatkan hubungan antara kecepatan gelombang P dan S serta densitas. Inversi dilakukan secara bersamaan untuk impedansi akustik P, impedansi akustik S, dan densitas dengan mengguna tiga domain sudut yaitu sudut near, sudut mid, dan sudut far. Selain menghasilkan inverted impedance (P & S) dan inverted density, hasil inversi simultan juga digunakan untuk menurunkan parameter-parameter elastik seperti lamda-rho (inkompresibilitas), mu-rho (rigiditas), lamda per mu, dan Vp/Vs rasio.



Hasil analisa krosplot menunjukkan bahwa parameter impedansi akustik P memiliki tren linear terhadap porositas, sehingga hasil inversi impedansi akustik P



dapat digunakan untuk memprediksi nilai porositas pada reservoir karbonat yang dipelajari. Sedangkan untuk melihat pola sebaran fluida gas digunakan parameter



Vp/Vs rasio karena memberikan pemisahan yang paling nyata antara zona gas dan zona wet. Nilai porositas diatas 10% tersebar pada tinggian (build up) dari body



karbonat yang menghadap ke arah marine. Pola sebaran fluida gas pada reservoir juga mengikuti pola sebaran porositas sehingga dapat disimpulkan hasil inversi



simultan memberikan hasil inversi yang baik. Parameter lamda-mu-rho tidak mampu menjadi indikator keberadaan fluida yang baik pada reservoir karbonat.

Deskripsi Alternatif :

Field X is located in the Nanggroe Aceh Darussalam is one field that is being explored by PT Medco Indonesia Tbk. Log data, core data and seismic data indicates



that the field X has the potential to produce a hydrocarbon gas that is economical to exploit. The purpose of this study was to determine elastic properties of rocks that can be used to predict porosity and studied the distribution of natural gas fluid on



carbonate reservoir Field X. Things are learned about the characteristics of carbonate reservoirs in Field X, namely porosity and fluid distribution of natural gas fluid by using simultaneous inversion method. Simultaneous inversion is included in the seismic inversion that using pre-stack data with AVO inversion technique. Inversion method utilizes the relationship between P and S wave velocity and density. Inversion is performed simultaneously for acoustic impedance P, acoustic impedance S, and density by using a three-domain angle that is near angle, mid angle, and the far angle. In addition, beside producing an inverted



impedance (P & S) and inverted density, simultaneous inversion results are also used to derive the elastic parameters such as the lamda-rho (incompressibility), mu-rho (rigidity), lamda per mu, and Vp/Vs ratio.



Crossplot analysis results showed that the acoustic impedance P has a linear trend of the porosity, so that the inversion results of acoustic impedance P can be used to predict the value of porosity in carbonate reservoirs. As for seeing the pattern of fluid distribution of gas used by Vp / Vs ratio because it provides the most obvious separation between the gas zone and wet zone. Porosity values above 10% spread in top (the build up) of the carbonate body facing toward the marine. The pattern of distribution of natural gas fluid in the reservoir also follow the pattern of distribution of porosity, so that it can be concluded that simultaneous inversion results give a good inversion results. Lamda-mu-rho parameters are not able to be a good indicator of the presence of fluid in the reservoir carbonate.

Beri Komentar ?#(0) | Bookmark

PropertiNilai Properti
ID PublisherJBPTITBPP
OrganisasiDepartment of Geophysical Engineering
Nama KontakUPT Perpustakaan ITB
AlamatJl. Ganesha 10
KotaBandung
DaerahJawa Barat
NegaraIndonesia
Telepon62-22-2509118, 2500089
Fax62-22-2500089
E-mail Administratordigilib@lib.itb.ac.id
E-mail CKOinfo@lib.itb.ac.id

Print ...

Kontributor...

  • Pembimbing : Dr.rer.nat. Awali Priyono, Editor: Alice Diniarti

File PDF...