Mas Sigit, matur nuwun respond nya. Terus terang terminologi "pushing the technical limit" inilah yg harus dideskripsi dengan seksama dimana ketika kita sdhvtahu bhw data seisim yg ada tidak bagus bukankah dengan melakukan processing dan komputasi rumit apa pun malah bisa memberikan penafsiran yg - mhn maaf - agak mengada adakan walaupun terkadang itu bisa cocok dgn fenomena geologi yg diyakini benar.
Kalau misalnya dlm kasus tertentu Mas dkk mendapatkan daerah yg data seismiknya tidak bagus, dan ada opsi utk mengusulkan akuisisi ulang dgn biaya yg cukup ekonomis, apakah Mas memilih utk walk out menunggu data baru, atau merekayasa data lama dgn segala keterbatasan? He he ini pertanyaan sersan (serius santai) loh Mas, artinya kami para user client Mas dkk ini sebaiknya didepan diingatkan juga supaya sadar bhwa dgn data seismic yg terbatas kualitas dan kuantitas tentunya tidak bisa berharap banyak darinya. Sekian saja kok Mas, selamat berdiskusi ilmiah di Bali. Salam Sent from my iPhone On 20 Jan 2012, at 01:39, "Sigit" <[email protected]> wrote: > Mas Arie dan Kang Oki, > Share sedikit yang saya tahu.. > Bicara fracture reservoir, approachnya masih terus berkembang baik seismic > imagingnya maupun pemodelannya. Perusahaan Vietso-Petro di Vietnam yang sudah > punya ratusan wells dan sudah puluhan tahun mengoperasikan fractured > basement-pun masih harus merevisi oil water contact/reserve mereka sebanyak 3 > kali kalo gak salah. Karena minyaknya masih ngocor terus...tidak sesuai > dengan hasil simulasi/pemodelan. Bahkan untuk men-develop fractured reservoir > field juga masih challenging, masih selanyaknya melakukan pemboran explorasi. > Banyak sekali surprises...yang tadinya kita pikir open fracture ternyata > close, sehingga water injectionnya gak berprengaruh. Tapi tetap saja kita > harus berangkat dari sebuah model untuk dapat merencanakan development > scenario. Masalahnya akan makin rumit kalau ada juga HC yang sama ditemukan > di clastic diatasnya. Yang bisa kita catat adalah fakta dilapangan, tentang > interpretasinya dan pemodelannya pasti akan berbeda-beda. > > Mengenai modeling di fracture basement, yang paling sering orang lakukan dan > simple adalah HALO Model. Berdasarkan pemetaan fracture dari seismic, > dibuatlah fracture2 plane yang nantinya akan digunakan sebagai center of > fracture zone. Sorry..istilah fracture disini adalah "any detected > geologically related seismic lineaments". (sudah barang tentu seismic kita > hampir tidak mungkin me-resolve setiap fracture), jadi kalo bisa men-detect > fracture zone sudah bagus lah...Fracture2 lineament ini sudah seharusnya di > validasi dengan any fracture evidences yang ditemukan di well. Lebar fracture > zone bisa kita tentukan dengan melihat data2 yang ada di well (misalnya 40 > meter). Nah..didalam fracture zone ini kita bisa populate dengan property > (frac por, frac sigma, frac perm i,j,k). Berdasarkan data dari puluhan > beberapa well, menunjukkan bahwa porosity/permability semakin mengecil secara > exponential dengan depth dan distant (from the center of fracture zone). Yang > sering menjadi challenge adalah penentuan initial porositas/permeability dari > fracture zone ini, karena tentu setiap orang punya cara perhitungan sendiri2 > berdasarkan fakta yang mereka punya. Dalam hal ini Vietso-Petro th 1992 > sampai bikin software sendiri namanya BASROC dengan cara mempertimbangkan > kehadiran makro dan mikro fracture, termasuk melakukan koreksi terhadap > kehadiran beberapa jenis mineral yang mereka yakini mempengaruhi hasil > perhitungan porosity/permeability. Setelah di upscale, baru disimulasi dan > dicocokkan dengan production ataupun presure test. Yang tertarik dengan > article BASROC ini, bisa japri ke saya. > > Mas Ipong > Memang berbicara masalah fractured resevoir, kunci awalnya memang di seismic > imaging. Sayang teknologinya yg canggih masih mahal untuk ukuran sekarang. > Untuk mendapatkan anisotropy data lewat walkaway VSP juga mahal sekali. > Akhirnya yang banyak dilakukan orang pada umumnya hanya sebatas Controlled > Beam Migration (beberapa perusahaan lain seperti PGS punya teknology yg > hampir sama juga) dengan segala kelebihan dan kekurangannya. Bebeapa company > coba memproses CBM dengan memasukkan komponen anisotropy, dengan alasan > masing2. Setelah memakai puluhan data CBM dari berbagai perusahaan, my > personal opinion, hasilnya lebih jelas dan positioningnya juga lebih bagus > hanya imagenya terlalu smooth, sehingga menghilangkan lineament2 yang lebih > kecil, yang terkadang penting dalam mapping fracture density. karena biasanya > yang memproses seismic data, bukan interpreter dan di proses secara general > (fieldwide). Yang saya tawarkan adalah meng-enhance possible fracture > lineaments dari seismic data (pushing the limit) melalui careful post-stack > processing dan visualization technology dengan memakai beberapa software. > > Mas Paul, > Abstract saya lampirkan. Waktu itu kita diskusikan di SEG Workshop, sehingga > hanya terbatas sampai abstract saja yang dipublish. Gambar2-nya tidak > dipublish. > > Sampai ketemu di AAPG conference di Bali bulan depan. > > Salam, > sigit > www.geo-connection.com > > > > ________________________________ > > From: Arie Krisna Lopulisa [mailto:[email protected]] > Sent: Thu 1/19/2012 10:16 AM > To: [email protected] > Subject: Re: [iagi-net-l] Tanya jawab G&G Fracture Reservoir > > > Dear Pak Oki, > > > Berdasarkan apa yang kami lakukan di lapangan Seram sini dengan Pak Anggoro, > attribute seismic yang menunjukkan distribusi fracture (secara kualitatif) > tersebut bisa digunakan sebagai fracture drivers untuk pemodelan rekahan. > Fracture drivers ini akan diperlakukan sebagai salah satu kontrol ketika akan > membuat bidang2 dscrete (discrete fracture network), selain kontrol lainnya > seperti orientasi fracture dan geometry fracture. > > Selanjutnya bidang2 discrete ini di-upscale sehingga menjadi continues > properties (frac por, frac sigma, frac perm i,j,k). IMO, proses ini cukup > tricky karena sedikitnya kontol yang bisa dilakukan oleh si Modeler. Proses > ini lebih merupakan suatu "black-box" prosess dimana hasilnya sangat > tergantung kepada metode perhitungan dari aplikasi yang digunakan (CMIIW). > Hasil upscale inilah (atau lumping) yang akan disimulasi menggunakan > multiplier oleh Reservoir Engineer > > > Tentunya pemodelan yg kami lakukan disini merupakan suatu "simplified" > approach dari kondisi sesungguhnya. Tetapi yang sangat membantu di sini > adalah mengoptimalkan adanya data attribute seismic yang menunjukkan > distribusi rehahan untuk pemodelan rekahan, dimana hal ini cukup menurunkan > resiko (bukan menghilangkan) heterogenitas tinggi dari reservoir fracture. > > > Kawan-kawan yang lain pun mungkin ada juga yang melakukan best practice yang > berbeda, dan akan sangat menarik untuk di-share disini jika berkenan. > > > Salam, > Arie Lopulisa > > ________________________________ > > From: o - musakti <[email protected]> > To: [email protected] > Sent: Wednesday, January 18, 2012 6:49 PM > Subject: Re: [iagi-net-l] Tanya jawab G&G Fracture Reservoir > > > Pertamyaan lanjutannya ,terutama dari segi modeling/simulasi, kalau kita > sudah ketemu attributes yang bisa mengindikasikan fracture, terus mau > diapakan ? > > Apakah akan diperlakukan sebagai bidang-bidang diskrit (discrete fracture > network) dan reservoir engineer akan memberikan nilai transmisibility untuk > tiap fracturenya ? Ataukah akan kita satukan (lumping) menjadi continuous > properties dalam gridcells (misalnya frac density, frac porosity....serupa > dengan properties yang lazim dibuat dalam 3D model seperti porosity) dan > kemudian simulator akan permeability multiplier untuk gridcell tersebut ? > > Mungkin teman-teman ada yang punya tips dan best practices tentang bagaimana > memperlakukan si rekahan dalam modeling.... > > Nuhun > O' > > ________________________________ > > From: Sigit <[email protected]>; > To: <[email protected]>; > Subject: RE: [iagi-net-l] Tanya jawab G&G Fracture Reservoir > Sent: Wed, Jan 18, 2012 8:26:32 AM > > > Tapi sering kita tidak punya luxuries untuk mendapatkan modern seismic data > seperti yg disebut rekan Paul, termasuk survey seismic dengan multi-azimuth. > Untuk itu kita harus bisa memakai the best available seismic data yang ada, > PSTM, PSDM ataupun CBM (Controled Beam Migration) dengan segala kekurangan > dan kelebihannya. > > Yang sering saya lakukan adalah meng-enhance possible geologically related > lineaments didalam fractured reservoirs (carbonate atau basement) dengan > menggunakan post-stack processing. Kalau dilakukan dengan cermat dan hati2, > cukup menggambarkan distribusi 'fracture zone'. Beberapa proyek sudah saya > lakukan di Malaysia (metamorphic basement), Vietnam (granit basement) dan > Thailand (Paleozoic fractured carbonate), dan hasilnya cukup bisa diterima > oleh client sebagai salah satu bentuk realization of fracture distribution. > > Saya lampirkan salah satu contoh hasil fracture attribute (perbandingan > antara data PSTM sebelum dan sesudah enhancement di salah satu basement di > Vietnam). Methodenya sudah saya presentasikan di SEG dan EAGE. > > Kalau ada yang tertarik mau kasih project, bisa hubungi saya di > www.geo-connection.com. > > Lho..koq ujung-ujungnya cari proyek..?? > > Sekedar sharing. > > Sigit > > ________________________________ > > From: Paulus Tangke Allo [mailto:[email protected]] > Sent: Wed 1/18/2012 10:28 AM > To: [email protected] > Subject: Re: [iagi-net-l] Tanya jawab G&G Fracture Reservoir > > > > kalau yang dimaksud adalah fracture orientation atau fracture > density-nya, jawabannya bisa tapi perlu multi-component seismic, asal > gak minta mana yang open fracture dan mana yang closed ^_^ > utk daerah 3D, perlu survey namanya 3D-3C (3D dan 3 Component), ini > utk syarat minimum-nya. > dalam kasus ideal dimana budget bukan penghalang maka perlu 3D-9C (3D > dan 9 Component). > > pada 3C (3 Component) yang terjadi adalah sumber energi berupa P-wave > dan yang direkam adalah P-wave, fast S-wave dan slow S-wave. > fast dan slow S-wave ini muncul karena ada efek polarisasi pada > gelombang S (dari sini muncul istilah azimuthal anisotropy). > fast S-wave dihasilkan oleh gelombang S yang sejajar dengan fracture > orientation-nya, sedangkan slow S-wave dihasilkan oleh gelombang S > yang tegak lurus dgn fracture orientation-nya. > > dalam 9C (9 Component), prinsip dasarnya masih sama dengan 3C, yang > membedakan adalah source-nya bukan hanya P-wave tapi ada tambahan > source S-wave yg saling tegak lurus (ada yang menggunakan istilah Sh > dan Sv). > masing2 sumber energi ini akan direkam 3 Component-nya, sehingga dari > 3 komponen sumber energi akan menghasilkan 9 Component data seismik. > keseluruhan data ini akan diproses secara bersamaan untuk kemudian > diturunkan fracture orientation dan fracture density-nya. > > berhubung budget seringkali menjadi penghalang maka langkah > kompromi-nya adalah reprocessing data 3D-nya dengan tujuan utk > memperjelas fault plane di basement-nya. > konsep utamanya pakai depth migration dan velocity model building-nya. > syarat keberhasilannya hanya 1: pada saat akuisisi datanya, distribusi > azimuth-nya hampir rata utk setiap offset range. > kalau banyak bolong-nya, agak sulit utk bisa mendapatkan perbaikan > gambaran fault plane di basement-nya. > untuk itu, sebelum reprocessing, bisa dilakukan pengecekan awal > distribusi data seismiknya, begitu terlihat terlalu banyak azimuth > yang bolong (tidak ada datanya), mungkin perlu dipikirkan utk re-shoot > saja. > > maaf kalau ikutan nimbrung. > > > --Paulus > > > > > 2012/1/17 <[email protected]>: >> Menarik sekali, terima kasih; >> Pertanyaan saya, bisakah seismic 'dengan mudah' dapat menentukan dimana >> fracture itu berkembang secara baik (intents) seperti sejelas kita lihat >> 'bright-spot' ? Sehingga akan memudahkan kita utk menentukan titik sumur di >> 'fracture basement reservoir' Ditunggu resepnya. >> Terima kasih >> >> Fwhk >> >> Powered by Telkomsel BlackBerry® >> >> -----Original Message----- >> From: Anggoro Dradjat <[email protected]> >> Date: Tue, 17 Jan 2012 15:28:17 >> To: iagi-net<[email protected]> >> Reply-To: <[email protected]> >> Subject: [iagi-net-l] Tanya jawab G&G Fracture Reservoir >> 1. Fracture reservoir sering dibicarakan apa masalahnya? >> Masalah yang dihadapi baik didalam explorasi maupun pengembangan >> lapangan minyak adalah heterogenity dari reservoir maupun menentukan >> distribusi arah dan penyebarannya. >> >> 2. Mengapa heterogenitas dari lithology menimbulkan masalah? >> Kita sering menjumpai lithologi yang sama akan tetapi akan tetapi >> mempunyai reservoir properties yang berbeda-beda; tidak seperti pada >> reservoir batu pasir misalnya yang sudah memiliki primary porosity dan >> sering lebih bersifat isotropic artinya reservoir properties pada >> suatu titik didalam reservoir tiadak akan banyak berubabah sifatnya >> untuk berbagai-bagai arah. >> >> 3. Mengapa pada batuan fractured reservoir lebih bersifat anisotropic? >> Seperti kita ketahui bahwa rekahan mempunyai arah, pada arah sejajar >> dan tegak lurus pada rekahan akan menghasilkan sifat reservoir yang >> berbeda. >> Pada arah tegak lurus rekahan kita katakan sebagai isotropic >> sedangakan pada arah sejajar rekahan kita sebut sebagai anisotropic. >> >> 4. Jadi masalah besarnya apa? >> Ya itulah selain litholgi hetrogenitasnya banyak juga ada pengaruh >> anisotropi. >> >> 5. Mengapa bisa terjadi rekahan? >> kalau ada batuan yang bersifat getas (britle) dikenai tekanan maka >> akan terbentuk rekahan, pada uji batuan dipermukaan bumi dikenai >> tekanan pada dua arah maka akan terbentuk rekahan, besarnya gaya PSI >> pada batuan ini kita sebut dengan rock strength. >> >> 6. Apakah hubungan antara rekahan, rock strength dan porositas? >> Porositas pada rekahan sering disebut juga secondary porosity, pada >> rekahan batu pasir primary porosity pada rongga antar butir sedangkan >> secondary porositasnya adalah rongga pada rekahan. >> Batuan yang mempunyai rock strength kecil akan menghasilkan intensitas >> rekahan yang besar dan juga menghasilkan secondary porosity yang besar >> juga. >> >> 7. Apa beda primary porosity dan secondary fracture porosity pada batu pasir? >> Primary porosity pada batu pasir bersifat isotropic, atinya serba sama >> besar pada berbagai- bagai arah pada titik pengukuran. >> Secondary porosity pada fractured reservoir lebih bersifat anisotropic >> artinya parositas searah dengan fracture strike akan berbeda dengan >> porositas sejajar fracture. >> >> 8. Anisotropy pada rekahan apa pengaruhnya ke data seismik? >> Rekahan pada batuan akan mempengaruhi cepat rambat gelombang P primary >> dan juga akan dapat mengakibatkan perubahan cepat rambat gelombang S >> secondary pada batuan. >> Pada batuan yang tidak mempunyai primary porosity yang terekahkan maka >> yang terjadi hanyalah perubahan kecepatan gelombang S karena terjadi >> pemisahan antara gelombang S yang sejajar dengan fracture dan yang >> tegak lurus fracture, cepat rambat gembang S akan lebih besara jika >> menjalar sejajar fracture. >> Breksiasi, dissolusi proses yang terjadi pada batuan sering juga >> terbentuk berkaitan dengan rekahan akan menghasilkan perubahan >> kecepatan rambat gelombang Primary jika merambat sejajar pada rekahan. >> >> 9. Apa beda response seismik dari reservoir batu pasir terfracturkan >> dan non fractured ? >> Seismik response dari reservoir batu pasir tanpa rekahan: >> Reflektifitas seismic= Zero offset reflektifitas + AVO isotropic >> Seismic response dari batu pasir dengan rekahan: >> Reflektifitas seismic=Zero offset reflektifitas + AVO isotropic + AVO >> fracrture Anisotropic. >> >> 10. Apa itu fracture reservoir? >> Dari kaca mata enggenering geology maka "Setiap britle lithology yang >> mempunyai rock strength yang rendah akan dapat terekahkan akan >> menghasilkan porositas yang baik juga akan menyebabkan terbentuknya >> anisotropy" dan "Setiap lithology yang mempunyai rock strength yang >> besar akan sulit terekahkan dan lithology batuan ini tidak >> menghasilkan porositas yang baik dan bersifat isotropic" >> >> 11. Dari mana kita bisa mengetahui nilai rock strentgh dari batuan ? >> Lithology rock stregth dari batuan dapat diukur di laboratorium >> mekanika batuan secara static dengan menggunakan triaxial test, >> Lithology rock strength dapat juga dihitung secara dynamics dengan >> menggunakan sonic log melalui persamaan. >> >> 12. Selain dari rock strength parameter geomekanika apakah yang bisa >> didapatkan dari cores? >> P wave velocity, Shear wave velocity, Poisson ratio dan Thomsen >> fracture parameter anisotropy. >> >> 13. Mengapa perlu mengetauhi Thomsen fracture parameter? >> ada 3 parameter yang menunjukan tingkat fracture intensity yaitu >> parameter: Epsilon,Gamma dan Delta. >> Gama parameter adalah mengukur persentasi perubahan kecepatan rambat >> gelombang S jika gelombang S menjalar sejajar fracture dibandingkan >> dengan cepat rambat gelombang S jika menjalar tegak lurus terhadap >> fracture. >> Epsilon parameter adalah persentasi perubahan kecepatan rambat >> gelombang P jika gelombang tersebut menjalar sejajar dengan fracture >> dibandingkan kecepatan rambat gelombang P jika menjar tegak lurus >> terhadap fracture. >> Delta parametr adalah persentasi peruhana kecepatn gelombang S jika >> menjalra 45 derajat terhadap bidang fracture dikurangi dengan Esilon >> parameter. >> >> 14. Apakah artinya Thomsen parameter? >> Jika pada lithology tersebut terekahkan secara vertikal saja tanpa >> adanya perubahan lithology secara lateral semisal breksiasi ataupun >> desolusi. >> Jika pada litology sejajar rekahan terdapat perubaha lateral semisal >> dessolusi ataupun breksiasi maka akan menyebabkan terjadinya cepat >> rambat gelombang P maka pada lithologi ini terjadi perubahan parameter >> Epsilon. >> >> 15. Apakah kita di Indonesia pernah melakukan pengukuran cores untuk >> mendapatkan Thomsen parameter ini? >> Belum pernah akan tetapi kami melakukannya secara terbalik yang kami >> lakukan di China adalah mengukur seismic anisotropy dari data seismik >> processing dan baru kemudian kami membandingkan dengan data core kami >> dan dari referensi yang ada menunjukan bahwa zona -zona yang mempunyai >> fracture intensity yang tinggi adalah yang berkaitan dengan nilai >> Thomsen parameter yang besar. >> Pengukuran Thomsen parameter yang ada sampai saat dapat digunakan >> untuk kepentingan explorasi dan pengembangan walaupun methodenya masih >> dalam tahap penelitian. >> >> 17. Apakah seismic anisotropy ? >> Ketika kita membuat synthetic seismogram maka kita membuat satu >> dimensi vertikal dari seismik respons mengasumsikan bahwa sumber dan >> penerima gelombang P pada posisi yang sama alias zero offset position, >> pada kondisi ini diasumsikan bahwa pada bidang reflektor gelombang >> yang datang dan dipantulkan membentuk nol derajat. >> Ketika gelombang P seismik datang menuju reservoir dan membuat sudut >> terhadap reservoir maka akan dipantulkan gelombang P dan gelombang S, >> kemunculan gelombang S inilah yang memungkinkan kita melakukan kajian >> terhadap properties reservoir sepert Poisson ratio, lamdaRho dan MuRho >> untuk kegunaan karakterisasi reservoir. >> Ketika gelombang S yang dihasilkan karena kedatangan gelombang P yang >> membuat sudut terhadap reservor maka gelombang S ini akan terpisahkan >> menjadi dua gelombang S dengan kecepatan yang berbeda, yaitu gelombang >> S yang menjalar dengan simpangan sejajar dengan fracture akan menjalar >> dengan kecepatan yang lebih tinggi demikian juga denga gelombang P, >> perubahan amplituda seismik yang disebabkan oleh perubahan kecepatan >> gelombang S ini akan dapat digunakan untuk mengetahui tingkat seismik >> anisotropy. >> >> 18. Apakah hubungannya Intensitas rekahan dengan seismik anisotropy ? >> Intensitas rekahan = seismik anysotropy >> Seismik anisotropy adalah mengukur response seismic yang disebabkan >> oleh rekahan-rekahan terbuka secara akumulasi dari keberadaan rekahan >> didalam reservoir yang terekam oleh geophone dipermukaan akan tetapi >> tidak secara detail misalnya lebar rekahan, densitas rekahan oleh >> sebab itu respons kumulatif ini kita katakan saja sebagai Fracture >> intensity. >> >> 19. Mengapa kita membutuhkan Fracture intensity dari seismic data dan >> lithology rock strength dari data sumur ? >> Didalam menentukan lokasi pemboran dari fracture reservoir target kita >> mencari lokasi dimana terdapat zone fracture intensity tinggi akan >> tetapi tidak extream tinggi, kita juga harus mencari lokasi zona >> target dengan rock strength yang rendah akan tetapi juga bukan extrem. >> Rekahan dapat terjadi bukan saja pada puncak struktur akan tetapi >> dapat juga terjadi tepi struktur, gambaran 3D fracture intensity >> adalah sangat berguna didalam menentukan reservoir fracture dan seal, >> memperkirakan konektifitas reservoir dll. >> Rock strength dapat juga digunakan untuk menyederhanakan masalah yang >> disebabkan oleh heterogenitas reservoir "low rock strength zone has >> more fractured and better porosity" setidaknya inilah yang kami >> lakukan pada lapangan Oseil. >> >> 20. Faktor2 apakah yang menyebabkan suatu lithology mempunyai >> lithology rock strength yang berbeda-beda ? >> Diagenesa batuan lah yang menyebabkan suatu jenis lithology menjadi >> berbeda-beda, hydrotermal alterasi yang berbeda-beda pada batuan >> metasediment suatu lapangan di sumatra selatan mengakibatkan jumlah >> fracture permeternya berbeda-beda. >> Pada lapangan kami di pulau Seram lithology dolostone sedikit yand >> sedikit terdiagenesa kompaksi mempunyai rock strength sekitar 8000 >> adalah merupakan reservoi sedangkan yang terdiagenesa dengan rock >> strentgh diatas 10500 PSI merupakan zona non reservoir. >> >> 21. Hampir lupa syarat-syarat tektonik apakah agar terbentuknya >> basement, carbonate fracture reservoir? >> a. Harus ada proses uplift dan exposure >> b. Pernah ada proses tarikan, tarikan adalah mekanisme penting didlam >> pembentukan rekahan sebab batuan akan lebih mudah terekahkan dengan >> extension stress jika dibandingkan dengan kompresion >> c. Gaya kompresi dapat mereaktifasi rekahan yang lama dan merupakan >> mekanisme pembentukan struktur. >> >> 22. Apakah 2D data dapat digunakan untuk memprediksi lokasi carbonat >> fracture ? >> Pada tahun 2006 Ye Zheng didalam PHD thesisnya menggunakan 2D data >> dari lapangan Ekofist di laut utara untuk memprediksi lokasi rekahan. >> >> 23. Apakah 2D data dapat digunakan untuk memperkirakan lokasi >> zona-zona rekahan ? >> Pada umumnya dapat dipergunakan pada carbonate fracture reservoir sebab: >> a. perubahan perubahan impedansi akustik yang cukup jelas pada batuan >> shale penutup dan batuan carbonate reservoir sehingga synthetic >> seismogram yang dihasilkan juga cukup jelas walaupun secara lateral >> tidak selalu kontinyu >> b. gradient perubahan poisson ratio dari shale ke karbonate biasanya >> negatif sehingga kita akan mendapatkan respons AVO kelas1 dimana >> amplitude dicrease with offset. >> c. Kalau ada rekahan pada batuan karbonate misal dolomitic limestome >> maka akan mempengaruhi amplituda seismic >> >> 24. Apakah yang dibutuhkan untuk mengetahui adanya rekahan semisal >> formasi tampur di offshore North Sumatra ? Mohon maaf nanti diteruskan >> >> Kalau ada pertanyaan silahkan bertanya dan saya akan usahakan unuk menjawab >> >> >> >> >> >> Salam >> Anggoro Dradjat >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> PP-IAGI 2011-2014: >> Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com >> Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com >> -------------------------------------------------------------------------------- >> Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. >> Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir pengiriman >> abstrak 28 Februari 2012. >> -------------------------------------------------------------------------------- >> To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id >> To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id >> For topics not directly related to Geology, users are advised to post the >> email to: [email protected] >> Visit IAGI Website: http://iagi.or.id <http://iagi.or.id/> >> Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: >> Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta >> No. Rek: 123 0085005314 >> Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI) >> Bank BCA KCP. Manara Mulia >> No. Rekening: 255-1088580 >> A/n: Shinta Damayanti >> IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/ >> IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi >> --------------------------------------------------------------------- >> DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted >> on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall >> IAGI or its members be liable for any, including but not limited to direct >> or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from loss >> of use, data or profits, arising out of or in connection with the use of any >> information posted on IAGI mailing list. >> --------------------------------------------------------------------- >> > > -------------------------------------------------------------------------------- > PP-IAGI 2011-2014: > Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com > Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com > -------------------------------------------------------------------------------- > Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. > Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir pengiriman > abstrak 28 Februari 2012. > -------------------------------------------------------------------------------- > To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id > To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id > For topics not directly related to Geology, users are advised to post the > email to: [email protected] > Visit IAGI Website: http://iagi.or.id <http://iagi.or.id/> > <http://iagi.or.id/> > Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: > Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta > No. Rek: 123 0085005314 > Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI) > Bank BCA KCP. Manara Mulia > No. Rekening: 255-1088580 > A/n: Shinta Damayanti > IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/ > IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi > --------------------------------------------------------------------- > DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted > on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall > IAGI or its members be liable for any, including but not limited to direct or > indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from loss of > use, data or profits, arising out of or in connection with the use of any > information posted on IAGI mailing list. > --------------------------------------------------------------------- > > > -- > This message has been scanned for viruses and > dangerous content by MailScanner, and is > believed to be clean. > > > > > -- > This message has been scanned for viruses and > dangerous content by MailScanner, and is > believed to be clean. > > > > > > -- > This message has been scanned for viruses and > dangerous content by MailScanner <http://www.mailscanner.info/> , and is > believed to be clean. > > -- > This message has been scanned for viruses and > dangerous content by MailScanner, and is > believed to be clean. > > <Fractures_Delineation_SEG2010_KL.pdf> > -------------------------------------------------------------------------------- > PP-IAGI 2011-2014: > Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com > Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com > -------------------------------------------------------------------------------- > Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. > Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir pengiriman > abstrak 28 Februari 2012. > -------------------------------------------------------------------------------- > To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id > To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id > For topics not directly related to Geology, users are advised to post the > email to: [email protected] > Visit IAGI Website: http://iagi.or.id > Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: > Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta > No. Rek: 123 0085005314 > Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI) > Bank BCA KCP. Manara Mulia > No. Rekening: 255-1088580 > A/n: Shinta Damayanti > IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/ > IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi > --------------------------------------------------------------------- > DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted > on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall > IAGI or its members be liable for any, including but not limited to direct or > indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from loss of > use, data or profits, arising out of or in connection with the use of any > information posted on IAGI mailing list. > --------------------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------------------- PP-IAGI 2011-2014: Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com -------------------------------------------------------------------------------- Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir pengiriman abstrak 28 Februari 2012. -------------------------------------------------------------------------------- To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id For topics not directly related to Geology, users are advised to post the email to: [email protected] Visit IAGI Website: http://iagi.or.id Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta No. Rek: 123 0085005314 Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI) Bank BCA KCP. Manara Mulia No. Rekening: 255-1088580 A/n: Shinta Damayanti IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/ IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi --------------------------------------------------------------------- DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall IAGI or its members be liable for any, including but not limited to direct or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from loss of use, data or profits, arising out of or in connection with the use of any information posted on IAGI mailing list. ---------------------------------------------------------------------
