Ikut nimbrung, saya setuju pendapat mas Oki kembali ke konsep geology, namun sebenarnnya untuk thin reservoir bisa saja kita cari parasquence dan siklusnya dalam suatu sequence stratigraphy. Dengan begini paling tidak ketahuan trend facies yang dimodel, dan parasequence biasanya masuk ke ketebalan tuning seismic. Kalau sudah dapat model/trend/geological cake-nya saya setuju berat dengan pendapatnya Paulus untuk export dan run stochastic inversion dengan tebal grid yang relevan mungkin bahkan sampai resolusi 2 ms.
Generally speaking, kalau cukup waktu dan punya macem-macem data gather maka kalau ingin lebih bagus lagi mainkan impedansi elastik...tapi alah mak data onshore susah jugee ngerjainnya..kadang jadi terlalu subjektif. Gimana Paulus mungkin bisa lebih banyak memberikan pencerahan. Toh hasilnya bisa kita reload ke reservoir modeling software lagi sebagai varibel sekunder untuk kemudahan dalam risk analysis dan mapping/ploting dan visualization. Just a humble opinion. Salam, Zammy -----Original Message----- From: oki musakti [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Monday, August 29, 2005 5:49 PM To: [email protected] Subject: Re: [iagi-net-l] 3D Modeling untuk "thin reservoir" Adi, Dalam kasus ini saya asumsikan bahwa anda tidak bisa lagi mengandalkan seismik untuk meng-constraint facies modelling anda karena ketebalan lapisan sudah dibawah resolusi seismik, benar ? Dalam hal itu ya harus back to basic, kembali ke konsep geology. 'Driver' geology apa yang mendasari penyebaran facies dari suatu endapan shallow marine. Faktor2 seperti gross thickness, net to gross dll. mestinya bisa dipetakan dengan di konstrain oleh data well/seismic dan pengetahuan geology regional/lokal daerah tersebut. Pada gilirannya, peta atau lebih baik lagi distribusi 3D dari driver 2 tersebut bisa dijadikan sebagai konstrain saat membuat distribusi facies. Kalau mau kelihatan agak canggih, bisa memakai neural network yang modulnya ada di Petrel untuk memberikan 'weighting effect' pada tiap driver tersebut. Last but not least, a good picture does not necessarily mean a 'right' solution.... Salam Oki Adi Trianto <[EMAIL PROTECTED]> wrote: Saya kebetulan lagi mengerjakan 3D Geological Modeling dengan menggunakan Petrel. Untuk beberapa reservoir yang relatif tebal (>15-25 m) saya tidak mengalami kesulitan untuk membuat facies modeling dan petrophysical modelingnya. Untuk distribusi lateralnya, saya menggunakan metode ( bbrp diantaranya adalah gabungan ) antara object based modeling (stochastic) atau SIS/SGS dengan menggunakan flowline atau 2D/3D trend dari seismic dan beberapa variasi dari variogram range. Dari bbrp reservoir tebal tersebut, saya coba juga menggunakan seismic (attribute) cube (dengan melihat xplot, bbrp diantaranya, saya melihat adanya korelasi positif antara property dan value dari seismic tersebut) untuk mengontrol distribusi facies/petrophysical modeling. Atau dengan menggunakan xplot lainnya, misalnya X=PhieT dan Y=Phie untuk porosity modeling atau X=Phie dan Y=Vclay untuk Vclay modeling (korelasi koefisien). Untuk permeability modeling dan SwJ Func saya "ikatkan" ke facies dan petrophyical modeling. Dan hasilnya, so far antara modeling dan kalkulasi engineering (dynamic modeling) dalam range yang bisa ditolerir. Permasalahannya adalah, sekitar 70% dari reservoir di field saya (fluvial - marginal marine, di Malay Basin) mempunyai ketebalan sekitar 3-10m, dimana ketebalan ini jauh daripada tuning thickness dari seismic yang ada. Dan saya melihat, uncertainties memodelkan thin reservoirs (distribusi lateralnya, terutama facies modeling) ini sangat besar sekali, akhirnya, metode "trial/error" dengan bbrp realisasi saya coba lakukan. Dan tetap, hasilnya masih sangat sangat terbuka untuk diskusi. Mohon pencerahan dari rekan2 yang terutama bekerja di "thin reservoir" ? Terimakasih banyak, Adi Trianto --------------------------------- Start your day with Yahoo! - make it your home page
