Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penelitian dilakukan pada lapangan 'Sandara' yang terletak kurang lebih 22 km di sebelah timur laut kota Cepu pada Cekungan Jawa Timur Utara. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi perbedaan batupasir formasi Ngrayong pada horison L1 dan L5 serta mengetahui karakteristik reservoar batupasir tersebut dengan memanfaatkan data seismik 3D yang dianalisis dengan metode inversi seismik impedansi akustik berbasis model dan data log sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04, dan SAN-07 yang di analisis petrofisika dengan metode determin. Hasil menjelaskan bahwa batu pasir pada area sekitar sumur SAN-01, SAN-02 dan SAN-04 yang terdapat di sebelah barat laut area penelitian merupakan reservoar dengan kandungan lempung bernilai antara 30 - 50%, saturasi air antara 60 - 70%, dengan porositasnya bernilai 15 - 20%, permeabilitasnya bernilai lebih dari 250 mD, dan nilai impedansi akustiknya kurang dari 7000 m/s*gr/cc. Sedangkan area yang berada disekitar sumur SAN-07 mengarah sebelah tenggara area penelitian mendeskripsikan reservoar dengan nilai kandungan lempung bernilai rendah yaitu 30%, namun nilai saturasi air bernilai cukup tinggi mendekati 90%, nilai porositasnya lebih rendah yaitu sebesar 10%, permeabilitasnya juga lebih rendah bernilai dari 163 mD dan nilai impedansi akustiknya lebih dari 8000 m/s*gr/cc. Berdasarkan hasil analisa petrofisika dan inversi impedansi akustik, rekomendasi titik bor selanjutnya dapat disarankan pada daerah yang dangkal (di area puncak antiklin), memiliki nilai impedansi di bawah 7000 m/s*g/cc dan berada di sekitar sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04.

---

The study has been held in 'Sandara' field which located approximately 22 km in the northeast of Cepu region, Northeast Java Basin. The purpose of this study are to identify differences in the sandstone formations of Ngrayong L1 and L5 horizon and to determine the characteristics of the sandstone reservoir by utilizing 3D seismic data that is analyzed with acoustic impedance seismic inversion method based on model and log data from SAN-01, SAN-02, SAN-03, and SAN-04 wells in petrophysical analysis by determin method. The results is the sandstone around SAN-01, SAN-02, and SAN-04 wells have composition of shale volume is between 30 - 50%, water saturation is between 60 - 70%, the porosity value is between 15 - 20%, the permeability is above 250 mD, and the acoustic impedance is bellow 7000 m/s*gr/cc. Meanwhile, the area around SAN-07 well or the area which is located in the southeast direction of the study area have composition of shale volume is around 30%, water saturation is almost 90%, the porosity value is near 10%, the permeability is at 163 mD, and the acoustic impedance is above 8000 m/s*gr/cc. Based on the petrophysical analysis and the acoustic impedance seismic inversion results, the recommendations of the next drilling point are suggested in the crest of the anticline area and have an impedance value below 7000 m/s*g/cc, and located near the SAN-01, SAN-02, SAN-04 wells."

"Inversi Impedansi Akustik dan multi atribut merupakan bagian dari metode seismik yang digunakan dalam mengkarakterisasi reservoir. Melalui inversi impedansi akustik memberikan gambaran mengenai fluida dan litologi dari reservoir, multi atribut dapat mengkarakterisasi reservoir secara lebih baik, dan atribut variansi digunakan dalam mengidentifikasi keberadaan struktur geologi. Berdasarkan ketiga metode akan menghasilkan peta resolusi lateral yang baik sekaligus mengidentifikasi sebaran batuan yang ada serta pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas pada Lapangan "V”, Formasi Lower Talang Akar, Cekungan Sumatera Selatan. Tujuan Penelitian yaitu menentukan karakterisasi dari zona prospek pada batuan reservoir berdasarkan peta struktur geologi bawah permukaan dan peta impedansi akustik, menentukan distribusi porositas berdasarkan analisis multi-atribut, dan mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi berdasarkan atribut variansi. Hasil penelitian menunjukkan terdapat 3 patahan normal berorientasi timur laut – barat daya berperan menjadi hydrocarbon trap. Zona reservoir pada Sumur-A memiliki karakteristik impedansi akustik dengan rentang 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) sedangkan Sumur-B dengan rentang 9000 ((m/s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) dan gamma ray < 60 gAPI. Porositas pada lapangan “V” mengindikasikan porositas yang cukup baik hingga baik sebesar 17 – 20 % untuk Sumur-A dan 12 - 15 % untuk Sumur-B yang terdistribusi relatif berada di timur laut dan barat daya.

---

Acoustic impedance inversion and multi-attribute are part of seismic method used to characterize the reservoir. Through acoustic impedance inversion, provides an overview the fluid and lithology of reservoir, multi-attributes can better characterize reservoir, and variance attribute is used to identify presence of geological structures. Based on the three methods will produce a good lateral resolution map as well as identify the distribution of existing rocks and effect of faults on oil and gas exploration in the "V" Field, Lower Talang Akar Formation, South Sumatra Basin. The research objective is to determine the characterization of the prospect zone in reservoir rocks based on the map. subsurface geological structure and acoustic impedance map, determine the distribution of porosity based on multi-attribute analysis, and determine the effect of faults on exploration based on variance attributes. The results show that 3 normal faults oriented northeast – southwest act as hydrocarbon traps. Reservoir zone Well-A has characteristic acoustic impedance 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) while Well-B has 9000 ((m/cc) s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) and gamma ray < 60 gAPI. The porosity in “V” field indicates a fairly good porosity up to 17-20% for Well-A and 12-15% for Well-B which are distributed relatively in the northeast and southwest."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Daerah penelitian terletak di Sunda Basin yang merupakan bagian dari Cekungan Northwest Java yang terletak di offshore. Cekungan ini terbukti produktif, namun aktivitas eksplorasi saat ini di daerah penelitian ini jarang. Penelitian difokuskan pada reservoir hidrokarbon dari formasi karbonat di Lapangan 'X', yang dikenal sebagai Formasi Batu Raja Atas. Lapangan ini memiliki dua sumur untuk diteliti, yaitu Sumur GD1 dan GD2, keduanya merupakan sumur deviasional dan memiliki jarak yang berdekatan satu sama lain. Dalam menentukan reservoir hidrokarbon di daerah ini, analisis petrofisika dan metode inversi seismik telah dilakukan. Keduanya akan digunakan untuk menganalisis reservoir hidrokarbon sebagai hasil utama. Parameter analisis petrofisika terdiri dari permeabilitas, densitas, volume shale, porositas dan saturasi air. Selain itu, inversi seismik menerapkan metode impedansi akustik untuk menunjukkan kenampakan geologi di bawah permukaan, sehingga dapat mengidentifikasi karakterisasi reservoir. Nilai Impedansi Akustik menunjukkan bahwa zona minat di Batu Raja Atas atau diperpendek formasi UBR memiliki rentang interval dari 17.000 hingga 22.000 (ft/s)*(g/cc), sehingga kedua metode tersebut dapat membuktikan formasi ini memiliki karakterisasi yang baik sebagai target utama atau reservoir. Berdsarkan analisis petrofisika, hasil perhitungan parameter volume shale, saturasi air, dan porositas yang telah dianalisis menunjukkan bahwa area zone of interest memiliki reservoir hidrokarbon yang cukup baik. Hal tersebut dapat dilihat dari nilai rata-rata volumei shalei sebesari kurang dari sama dengan 40%, nilaii saturasii airi sebesari kurang dari sama dengan 0.43 v/v, dan nilaii porositasi sebesari 0.117-0.13 v/v.

---

The study area is located in Sunda Basin which is part of Northwest Java Basin that lies on offshore. The basin is proven to be prolific, however, the current exploration activity in this study area is sparse. The study is focused on the hydrocarbon reservoir of the carbonate formation, which is known as Upper Batu Raja Formation. This research has two wells to be researched, which are Well GD1 and GD2, both of them are deviational wells and have close distance with each other. To specifically determine the hydrocarbon reservoir in this area, a petrophysical analysis and seismic inversion method have been carried out. Both of them will be used to analyze the hydrocarbon reservoir as the main result. The parameters of petrophysical analysis consist of permeability, density, shale volume, porosity and water saturation. Aside from that, the seismic inversion applies acoustic impedance method to show the geological appearance in the subsurface, therefore it can identify the reservoir characterization. The Acoustic Impedance value shows that the zone of interest in Upper Batu Raja or as shorten as UBR formation has interval range from 17000 to 22000 (ft/s)*(g/cc), hence, these methods promptly prove this formation has good characterization as the main target or reservoir. According to petrophysical analysis, the results of shale volume, water saturation, and porosity which have been analyzed show that zone of interest has a good hydrocarbon reservoir. It has been proved from the average calculation of shale volume more or less 40%, water saturation more or less 0.43 v/v, and porosity in range 0.117-0.13 v/v."

"ABSTRAKImpedansi akustik dan seismik inversi seismik multi-atribut adalah sejumlah metode seismik yang dapat digunakan untuk memetakan distribusi reservoar batu pasir. Dengan menggunakan metode ini, kita dapat memisahkan batupasir dan sumur serpih di Formasi Talang Akar yang ditemukan di Lapangan "Essen", Sub-Basin Ciputat. Kedua metode ini akan dibandingkan satu sama lain untuk mendapatkan hasil yang lebih valid dalam pemetaan reservoar batu pasir. Metode seismik inversi impedansi akustik yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode berbasis model. Sedangkan metode multi-atribut yang digunakan adalah jaringan saraf dalam memetakan volume sinar gamma, volume serpih, dan porositas. Hasil inversi tidak dapat menggambarkan distribusi batupasir cukup baik karena rentangnya terlalu besar dan ada tumpang tindih pada nilai impedansi akustik batupasir dengan rentang (8000-12000) (m / s) * (g / cc). Hasil multi-atribut gamma ray, volume serpih dan porositas, telah terbukti secara konsisten menunjukkan distribusi batupasir yang memiliki kecenderungan dalam distribusi zona reservoar NW-SE (North West-South East). Dari hasil analisis yang dilakukan ada beberapa area potensial yang berpotensi menjadi area pengembangan selanjutnya, yaitu distribusi batupasir di bagian utara dengan porositas efektif tinggi, dan seal yang baik. Di selatan dengan volume besar batupasir, serta distribusi terbentuk pada saluran yang mengelilingi patahan.

---

ABSTRACTAcoustic impedance and seismic multi-attribute seismic inversion are a number of seismic methods that can be used to map the distribution of sandstone reservoirs. Using this method, we can separate sandstones and shale wells in the Talang Akar Formation found in the "Essen" Field, Ciputat Sub-Basin. These two methods will be compared with each other to get more valid results in sandstone reservoir mapping. The acoustic impedance inversion seismic method used in this study is a model based method. Whereas the multi-attribute method used is a neural network in mapping the volume of gamma rays, shale volume, and porosity. The inversion results cannot describe the sandstone distribution well enough because the range is too large and there is an overlap in the acoustic impedance value of the sandstone with a range (8000-12000) (m / s) * (g / cc). The results of the multi-attribute gamma ray, shale volume and porosity, have been shown to consistently show the distribution of sandstones that have a tendency in the distribution of the NW-SE (North West-South East) reservoir zone. From the results of the analysis conducted there are several potential areas that have the potential to become further development areas, namely sandstone distribution in the north with high effective porosity, and good seals. In the south with a large volume of sandstones, and distribution is formed in the channel that surrounds the fault."

"Lapangan “R” merupakan lapangan pengembangan yang berada di Cekungan Sunda. Formasi Baturaja merupakan salah satu reservoir utama di Cekungan Sunda yang memiliki fasies karbonat tebal dan mampu menyimpan hidrokarbon. Oleh karena itu, penelitian untuk mengkarakterisasi reservoir pada Formasi Baturaja dilakukan. Salah satu metode terbaik yang digunakan adalah seismik inversi impedansi akustik. Metode seismik inversi impedansi akustik lebih efektif digunakan daripada metode seismik konvensional karena dapat menunjukan interpretasi struktur, stratigrafi, litologi dan distribusi fluida dengan resolusi yang lebih baik dan akurat. Berdasarkan analisis kualitatif data sumur dan crossplot, litologi yang mengisi Formasi Baturaja adalah karbonat (limestone dan limestone-dolomit), shale, dan shale karbonat. Pada penelitian ini, pemodelan inversi impedansi akustik menggunakan tiga metode, yaitu model based, bandlimited, dan linear programming sparse spike. Berdasarkan hasil penelitian pada Lapangan “R”, didapatkan estimasi nilai impedansi akustik karbonat yaitu berkisar 8500- 13.000 (m/s)(g/cc), shale <6000(m/s)(g/cc) dan overlap antara shale dan karbonat dengan rentang nilai 6000-8500(m/s)(g/cc). reservoir karbonat yang diperkirakan memiliki porositas yang cukup dan berasosiasi dengan hidrokarbon diidentifikasi dengan nilai log NPHI antara 0.2 – 0.38 v/v.

---

The “R” field is a development field located in the Sunda Basin. The Baturaja Formation is one of the reservoir prospect in the Sunda Basin which has thick carbonate facies and is capable of storing hydrocarbons. Therefore, research to characterize of the reservoir in the Baturaja Formation was carried out. One of the best methods used is acoustic impedance seismic inversion. Acoustic impedance seismic inversion method is more effective than conventional seismic methods because it can show better resolution and more accurate interpretation of structure, stratigraphy, lithology and fluid distribution. Based on qualitative analysis of well data and crossplot, the lithology of Baturaja Formation is carbonate (limestone and limestone-dolomit), shale, and shale carbonate. In this study, acoustic impedance inversion modeling uses three methods which are model based, bandlimited, and linear programming sparse spike. Based on the research results in Field R, the estimated carbonate acoustic impedance values are around 8500-13,000 (m/s)(g/cc), shale <6000(m/s)(g/cc) and overlap between shale and carbonate with a range value 6000-8500(m/s)(g/cc). Reservoir carbonates which are estimated to have sufficient porosity and associated with hydrocarbons were identified with log NPHI values between 0.2 – 0.38 v/v."

"Penelitian mengenai karakterisasi reservoar pada daerah X, Cekungan Tarakan, ini dilakukan menggunakan inversi seismik impedansi akustik, multiatribut, dan Probabilistic Neural Network (PNN). Metode inversi seismik impedansi akustik pada penelitian ini bertujuan untuk mengetahui rentang impedansi akustik bawah permukaan pada daerah X. Dengan diketahuinya rentang dan persebaran impedansi akustik maka dapat diperkirakan litologi hingga porositas pada daerah X. Impedansi memiliki hubungan berbanding terbalik dengan porositas, nilai impedansi akustik rendah mengindikasikan nilai porositas tinggi. Hal ini terjadi karena impedansi akustik sangat dipengaruhi oleh kecepatan dan densitas. Sementara, multiatribut dan PNN dilakukan untuk mengekstrapolasi dari nilai log porositas dan volume clay yang dimiliki oleh ketiga sumur ke seluruh seismik sehingga dapat diketahui dugaan persebaran porositas dan permeabilitas pada daerah X. Dari pengolahan didapatkan hasil yang selaras satu sama lainnya, litologi diduga reservoar sandstone tersebar di wilayah tinggian dan dekat dengan adanya patahan. Sedangkan, secara lateral keberadaan reservoar sandstone berada pada tinggian dengan arah relatif Timur Laut (NE)-Barat Daya (SW). Hal ini terlihat melalui nilai impedansi akustik yang relatif rendah (kurang dari 6384 m/sg/cc atau 21000 ft/sg/cc), nilai porositas relatif tinggi (25%-40%), dan nilai volume clay relatif rendah (kurang dari 55%). Oleh karena itu, jebakan hidrokarbon pada daerah ini diduga merupakan jebakan struktur, selain itu terdapat juga zona yang memiliki potensi tinggi untuk dilakukan pengembangan.

---

This study focuses on characterizing reservoirs within Area X, located in the Tarakan Basin, employing seismic acoustic impedance inversion, multi-attribute analysis, and Probabilistic Neural Network (PNN). The seismic acoustic impedance inversion method aims to determine the subsurface acoustic impedance range in Area X. By discerning the range and distribution of acoustic impedance, it becomes possible to estimate lithology and porosity within Area X. Acoustic impedance exhibits an inverse relationship with porosity, where low acoustic impedance values indicate high porosity. This relationship arises due to the strong influence of velocity and density on acoustic impedance. Concurrently, multi-attribute analysis and PNN are employed to extrapolate porosity and clay volume values from three wells to the entire seismic dataset, allowing the estimation of porosity and permeability distribution probabilities within Area X. The processed results exhibit coherence, indicating that sandstone reservoir lithology is suspected to be scattered across elevated regions, often near fault zones. Moreover, laterally, the presence of sandstone reservoirs tends to align with elevations in a Northeast (NE) to Southwest (SW) direction. This is evident through relatively low acoustic impedance values (less than 6384 m/sg/cc or 21000 ft/sg/cc), relatively high porosity values (25%-40%), and relatively low volume clay values (less than 55%). Consequently, hydrocarbon trapping within this area is suspected to be structurally controlled. Additionally, certain zones exhibit high development potential."

"Lapangan ‘R’ merupakan lapangan eksplorasi yang berada pada Cekungan Jawa Timur Bagian Utara. Data yang digunakan pada studi ini meliputi data seismik darat 2D post stack danpre stack serta data log sumur. Pada data post stack terlihat adanya bright spot sebagai indikator keberadaan hidrokarbon (direct hidrokarbon indicator). Anomali DHI yang muncul pada data post stack memperlihatkan adanya energy atau nilai amplitudo yang membesar disbanding amplitudo sekitarnya. Anomali ini menjadi acuan untuk menganalisa anomali amplitudo terhadapoffset yang dikenal dengan anomali AVO. Fokus studi pada formasi Ngrayong dimana berdasarkan geologi regional merupakan reservoar utama dengan bukti outcrop yang memiliki porositas dan permeabilitas sangat baik. Analisa AVO dilakukan untuk menjawab penyebab anomali amplitudo apakah dikarenakan perbedaan litologi atau adanya fluida yang mengisi rongga batuan. Rekonstruksi penjalaran gelombang dilakukan dengan mengamati setiap CDP dari berbagai sudut dan offset yang berbeda-beda. AVO inversi melibatkan parameter gelombang S yang sensitive terhadap keberadaan fluida. Pada inversi AVO parameter fisis batuan lain seperti poisson ratio, Mu-rho (μρ), lambda-rho (λρ) dapat dihitung sebagai pendekatan keberadaan zona fluida. Hasil analisa sumur mengidentifikasi adanya reservoar batupasir terisi gas di formasi Ngrayong pada twt sekitar 717-721 ms untuk R-1, 270 ms - 275 ms pada sumur C-1 dan 968.2 ms - 970 ms pada K-1. Sebaran lateral reservoar berdasarkan hasil analisa integrasi AVO,dapat diamati melalui sebaran geometri reservoar pada lintasan 09TJP-07 yang membentang dari CDP 2507-2486 dan pada 09TJP-17 dari CDP 3606 - 3574. Hasil inversi P-impedance yang rendah pada twt yang sesuai degan hasil analisa sumur. Hasil Analisa dan Inversi AVO reservoar pada 09TJP-17 dan 09TJP-07 dapat terdeliniasi dengan nilai positif pada bagian atas dan bawah reservoar dan nilai LMR yang kontras pada reservoar terisi gas. Hasil AVO menyimpulkan gas yang mengisi reservoar adalah kelas II dan III yakni memiliki kontras impedansi yang kecil dengan sekitanya dan impedansi bernilai rendah.

---

This study area located in North Earth Java Basin and it is still explorated. In this study, both seismic data post stack and prestack was provided. There was Direct Hidrocarbon Indicator (DHI) on seismic post stack. This DHI represent there are laterally strong energy or strong amplitude on that spot .DHI anomalies that arise post-stack data showed energy or amplitude value of the enlarged compared to the surrounding amplitude. This anomaly which identifies the anomaly amplitude against an offset known as AVO anomaly. Focus study on Ngrayong formation whereas base on geological regional whereas this formation have good porosity and permeability on outcrop.

AVO analysis used to know the causes of the anomaly amplitude is due to differences in lithological or fluid that fills the pore of rocks. Reconstruction of wave propagation is observed every CDP from different angle and offsets. AVO inversion involving S wave parameters that are sensitive to the presence of fluid. With AVO inversion, rock physical parameters such as Poisson ratio, Mu-rho (μρ), lambda-rho (λρ) can be calculated as the approach of fluidzone.

Results of well analysis identified the presence of reservoir filled with gas in Ngrayong Formations at around 717-721 ms for R-1, 270 ms - 275 ms in the well C-1 and 968.2 ms - 970 ms in K-1. Lateral reservoir distribution is based on the results of the integration analysis of AVO and Inversion methods, the distribution of reservoir geometry inline 09TJP-07 find at CDP 2507 to 2486 and in 09TJP-17 from CDP 3606 - 3574.

The results of inversion P-impedance, low impedance values in accordance with the results of the analysis wells. From AVO methods reservoir on 09TJP-17 and 09TJP-07 can deliniated with positive values at the top and base of the reservoir and contrast LMR on the reservoir gas. Gradient of this target concluded that reservoar fills by gas class II and III which has a low contrast impedance with the surrounding area and have low impedance value."

"Karakterisasi reservoar pada Lapangan "X" telah dilakukan menggunakan inversi impedansi akustik dan geostatistik. Kedua teknik ini dapat menghasilkan peta persebaran reservoar yang didapatkan dari impedansi akustik hasil inversi dan porositas. Selain itu, peta persebaran reservoar dapat digunakan untuk melihat litologi batuan reservoar. Daerah penelitian terletak di Lapangan "X" pada Cekungan Sumatera Tengah, Provinsi Riau. Teknik inversi impedansi akustik yang digunakan adalah inversi model based, sedangkan teknik geostatistik yang digunakan adalah teknik cokriging. Hasil analisa terintegrasi dari kedua teknik menunjukkan bahwa daerah target mempunyai litologi batupasir ber-porous disekitar well A-1 dengan porositas tinggi pada nilai impedansi akustik 15.000-19592 ((ft/s)*(g/cc)) dan mempunyai litologi batupasir tight disekitar well A-12 dan well A-16 dengan porositas cukup rendah pada nilai impedansi akustik 15306-20204 ((ft/s)*(g/cc)) dan 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc)).

---

ABSTRAKReservoir characterization in 'X' field has been carried out using acoustic impedance inversion and geostatistics. Both of these techniques can produce a map of the distribution reservoir that obtained from acoustic impedance inversion and porosity results. Beside that, a map of the distribution reservoir can be used to view the lithology of rocks. The research area is in "X" field at Central Sumatera Basin, Riau, Indonesia. The acoustic impedance inversion is performed by using "model based" inversion, while the cokriging technique had been used as part of geostatistic technique. The integrated analysis results from these methods show that the reservoir in research field has porous sandstones around the well A-1 with high porosity in acoustic impedance values 15000-19592 ((ft/s) *(g/cc)) and has tight sandstone around well A-12 and well A-16 with low porosity in acoustic impedance values 15306-20204 ((ft/s) *(g/cc)) and 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc))."