Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Gas hidrat merupakan sumberdaya energi potensial di masa yang akan datang dimana potensinya melebihi sumberdaya energi konvensional yang ada saat ini seperti minyak, gas dan batu bara. Dengan bertambahnya kebutuhan sumberdaya energi ini maka akan meningkatkan pula eksplorasi yang menjadikan minat riset di bidang ini terus berkembang.Bottom Simulating Reflector (BSR) muncul pada penampang seismik yang merupakan suatu indikasi akan hadirnya gas hidrat pada lapisan bawah permukaan laut. Kehadiran gas hidrat dapat meningkatkan velocity gelombang seismik yang melalui reservoar gas hidrat. Efek ini akan dapat memperlihatkan kenampakan kontras impedansi akustik antara hidrat yang terdapat pada sedimen dengan kecepatan rendah yang dihasilkan dari sedimen yang berisi gas yang dikenal sebagai Bottom Simulating Reflector (BSR) pada profil sedimen laut.Konsep AVO (Amplitudo Versus Offset) yang mengamati perubahan amplitudo terhadap offset dalam suatu data CDP gather dapat memberikan informasi adanya BSR yang berasosiasi dengan gas hidrat.Untuk mengetahui model geologi yang berasosiasi dengan BSR telah dibuat pemodelan seismik. Respon dari pemodelan seismik diamati berdasarkan konsep AVO analisis terutama pada angle gather yang mengindikasikan adanya BSR.

---

Gas hydrate is potential energy resources in the future which more potential than existing conventional energy resources like oil, gas and coal deposits. Increasing necessity of energy resources will increase interest of exploration so enthusiasms for research in this area will growth.

Bottom Simulating Reflector (BSR) appearance in seismic profile known as tool to identify the presence of gas hydrate in sea bed. The presence of gas hydrate will increase velocity of seismic wave through reservoir gas hydrate. This effect will make contrast acoustic impedance between gas hydrate bearing sediment with lower velocity from gas-filled sediment as known as bottom simulating reflector (BSR) in seabed profile.

AVO concept (amplitude Versus Offset) based on the amplitude variation with increasing offset can detect the existence of BSR which associated with gas hydrate.

Seismic modeling has been made to find out geological model which is associated with BSR. Response of seismic modeling can be determined base on AVO analysis concept particularly on angle gather which is indicating the existence of BSR."

"ABSTRAKUpaya eksplorasi sumber hidrokarbon pada prinsipnya dilakukan denganbeberapa tahapan, yakni eksplorasi dan pengembangan lapangan. Setiap tahapantersebut menggunakan metoda dan teknologi yang berbeda pula, dengan tujuanyang sama yakni pemerolehan hidrokarbon. Pencarian minyak bumi di lapanganyang sudah matang memang merupakan hal yang cukup sulit terlebih lagi yangmerupakan perangkap stratigrafi (Stratigraphic Trap).Bertitik tolak pada tingkat kesulitan mendapatkan sumber hidrokarbonbaru maka berkembang metoda-metoda baru sebagai alat untuk mendeteksikeberadaan hidrokarbon tersebut. Perkembangan metoda dan teknologi iniberkaitan dengan kualitas data-data geofisika untuk menggambarkan modelgeologi bawah permukaan, dan metode pemodelan geofisika untuk mengetahuidistribusi sifat fisis batuan mudah dipahami oleh ahli geofisika, geologi danperminyakan.Pemanfaatan Data atribut seismik seperti; Amplitude, Semblance selaindigunakan untuk mendefinisikan struktur yang ada juga dapat digunakan sebagaiinterpolasi batas satuan litologi secara sederhana, sedangkan InstantaneousAmplitude, Phase, Frequency digunakan sebagai atribut untuk mendefinisikanbatas perangkap stratigrafinya. Adanya kenampakan anomali didaerah penelitianyang merupakan bagian dari Group Sihapas yang mengindikasikan suatureservoar perangkap stratigrafi telah berhasil dibuktikan.Tesis ini lebih bersifat penelitian dengan menggabungkan landasan teoriserta mengintegrasikan teknik interpretasi untuk melakukan identifikasi suatureservoar yang merupakan perangkap stratigrafi. Data seismik diinterpretasidengan menggunakan bantuan data geologi regional serta perangkat lunakkomersial untuk analisa dan interpretasi 3D seismik."

"Studi ini bertujuan untuk pengidentifikasian zona reservoar batuan karbonat dari Formasi Baturaja pada Cekungan Sumatera Selatan dengan mengunakan metode inversi seismik. Data yang digunakan adalah data sesimik 3D post stack (441 inline & 449 crossline) serta sumur TA-6. Parameter seismik impedansi akustik dapat memetakan persebaran batuan karbonat pada Formasi Baturaja yang berada diantara batuan pasir dari Formasi Gumai dan Talang Akar. Model persebaran impedansi akustik dari hasil inversi Model Based menunjukkan rentang nilai impedansi akustik pada zona prospek sebesar 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. Dari korelasi antara nilai impedansi akustikdan porositas dapat diketahui persebaran nilai estimasi porositas pada zona prospek sebesar 10-15%. Dengan bantuan ekstraksi atribut amplitudo rms pada peta struktur persebaran batuan karbonat dapat diketahui lingkungan pengendapannya. Sehingga integrasi model hasil inversi impedansi akustik dengan nilai estimasi porositas serta didukung dengan hasil ekstraksi atribut amplitudo RMS menunjukkan pada daerah tinggian Formasi Baturaja terdapat daerah-daerah yang memiliki anomali impedansi akustik rendah dan porositas tinggi yang tersebar pada fasies body karbonat hingga back reef serta pada bagian atas zona tinggian tersebut terdapat lapisan seal sebagai penutupreservoar.

---

The purpose of this study is to identify reservoir zone of carbonate rock from Baturaja Formation at South Sumatera Basin. The data used from seismic 3D post stack data (441 inline & 449 crossline) and TA-6 log. Acoustic impedance seismic parameter can map the distribution of carbonate rock at Baturaja Formation where is between the sand stone from Gumai Formation and Talang Akar Formation. Distribution model of acoustic impedance from the Model Based Inversion results shows the range value of acoustic impedance at the potential zone is range from 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. From the correlation of values acoustic impedance and porosity, we can infer that distribution of porosity estimation value in potential zone range from 10-15%. With the support of RMS amplitude extraction on map structure of carbonate rocks distribution, the depositional environment can be known. Therefore integration of acoustic impedance inverted results model with porosity estimation results and supported by RMS amplitude attribute extraction results show that at the Baturaja Formation anticlines there are zones that consists of anomaly low acoustic impedance and high porosity which spread out among carbonate body to back reef and at the top part of the anticlines there is a seal as a closure of reservoir."

"Metode litologi seismik bertumpu pada amplitudo gelombang-gelombang seismik yang dipantulkan oleh bidang batas antar lapisan. Litologi seismik menghasilkan penampang pseudosonic log, pseudo velocity atau impedansi akustik yang merepresentasikan litologi lebih baik dari pada seismik struktur.Amplitudo dari sinyal seismik terpantul tergantung pada variasi impedansi akustik yang merupakan hasil kali kecepatan dan densitas. Sehingga perubahan pada salah satu parameter tersebut, kecepatan atau densitas batuan akan berkontribusi pada variasi respon seismik dari reservoar.Litologi dan ketebalan reservoar serta sejumlah sifat petrofisika batuan seperti porositas dan saturasi fluida dipengaruhi kedua parameter tersebut. Oleh karena itu untuk mengestimasi sifat-sifat petrofisika batuan dengan menggunakan data seismik harus mengkuantisasi kontribusi masing-masing parameter petrofisika pada pengukuran akustik.Metoda ini digunakan untuk mengestimasi parameter petrofisika reservoar migas dari data seismik sehingga disebut sebagai 'Seismically guided reservoir characterization di luar sumur pengeboran.Geostatistik merupakan framework yang mengkombinasikan sample yang terdistribusi secara spatial, berdasarkan atas data log sumur dan data seismik. Yang berguna untuk estimasi yang akurat dari reservoar properties dari ketidakpastian dari model reservoar.Dalam geostatistik mapping teknik ini berdasarkan atas Kriging, Regresi Linear dan Cokriging untuk memberikan kontribusi berdasarkan informasi petrofisika batuan yang diperoleh dari log sumur dan arah spatial dari seismik attribute. Secara garis besar teknik geostatistik untuk mengkombinasikan informasi petrofisika dan data seismik.Dengan geostatistik pada situasi dengan minimal kontrol data, dapat memprediksi karakteristik reservoar dengan lebih baik dibandingkan dengan mapping standard.

---

Seismic Lithology method was introduced in the 1970's was based on amplitude of the seismic waves reflected by the subsurface interfaces. Seismic lithology generates pseudo sonic log, pseudo velocity log or acoustic impedance time section which represents the lithology better than the seismic structure. By using this method it is possible to estimate the petrophysical properties of the reservoir rocks from seismic data. Furthermore it is possible to estimate the reservoir parameters from seismic data. This approach enables to implement a new method which referred to as seismically guided reservoir characterization in the zones outside the borehole.

The amplitudes of reflected seismics signals depend primarily on variations in acoustic impedance. Changes in either rock velocity or density will contribute to variations in the seismic response of the reservoir. A number of petrophysical properties, such as porosity, fluid saturation affect both rock velocity and density. To estimate reservoir properties using seismic data it is necessary to quantify the respective contribution of each petrophysical parameter to the acoustic measurements.

A series of laboratory P wave and S wave measurement has been conducted on limestone core samples from Baturaja limestone reservoir. By using the laboratory acoustic measurement data to support seismic derived porosity and fluid saturation determination in the reservoir. Several parameters have been derived from transit time data such as P and S wave velocities, Poisson ratio. To provide relationship between fluid saturation, porosity, P wave velocity and Poisson ratio, and modify acoustic impedance, crossplots between the parameters have been generated using a combination of laboratory acoustic measurement on core samples and mathematic modelling.

A geostatistical technique integrating well and seismic data has been studied for mapping porosity in hydrocarbon reservoirs. The most important feature of the cokriging method is that it uses spatial correlation functions to model the lateral variability of seismic and porosity measurements in the reservoir interval.

Cokriging was tested on a numerically simulated reservoir model and compared first with kriging, then with a conventional least squares procedure relying only on local correlation between porosity and acoustic impedance. As compared to kriging, the seismically assisted geostatistical method detects subtle porosity lateral variations that cannot be mapped from sparse well data alone.

As compared to the standard least squares approach, cokriging provides not only more accurate porosity estimates that are consistent with the well data. Using seismically derived acoustic impedances, cokrigging also was applied to estimate the distribution of porosity in limestone reservoir."

"Dalam usaha pengembangan lapangan minyak Rahma dan Nala penting untuk dilakukan pemodelan dan karakterisasi reservoir yang meliputi distribusi fasies dan properti reservoir batupasir 1950 dan 2110 Formasi Bekasap yang merupakan salah satu reservoir di lapangan ini. Hasil penelitian ini diharapkan dapat memberikan gambaran suatu play concept yang lebih baik dalam meningkatkan performance lapangan.Identifikasi distribusi fasies dan properti reservoir menggunakan metoda simulasi kondisional sekuensial yang merupakan salah satu metode geostatistik yang termasuk dalam kategori simulasi berbasis grid dengan mengintegrasikan beberapa data seperti data core, data sumur dan data seismik 2D.Berdasarkan analisa data core dan elektrofasies, daerah penelitian terdiri dari beberapa fasies pengendapan yakni fasies channel sand, fasies bar sand dan fasies marine shale dimana batupasir 1950 dan 2110 yang menjadi objek penelitian merupakan fasies channel sand.Akibat keterbatasan data maka geometri reservoir fasies channel sand tidak dapat diidentifikasi secara pasti. Untuk mengakomodasi ketidakpastian ini maka pemodelan dilakukan berdasarkan tiga skenario yang meliputi lebar dan ketebalan fasies channel sand serta arah pengendapan yang akan memberikan 23 realisasi model distribusi fasies. Dari beberapa realisasi model yang dihasilkan, akan di ranking dan diuji kebenarannya untuk mendekati kondisi geologi bawah permukaan yang sebenarnya.

---

During the development program of Rahma and Nala fields, it is important to execute modeling and reservoir characterization that is comprised of reservoir properties and facies distribution. The program will focus on two potential reservoir in Bekasap Formation, they are 1950 and 2110 sandstone. The expectation from the evaluation result capability to describe a better play concept in order to increase fields performance.

Identification of reservoir properties and facies distribution in these fields will use Sequential Conditional Simulation. Sequential Conditional Simulation is one of geostatistical method which is categorized as grid base simulation that integrates several data such as core, well data and 2D seismic.

According to core and electrofacies analysis, the field can be differentiated into several depositional facies which are channel sand facies, bar sand facies and marine shale facies while 1950 and 2110 sandstone are known as channel sand facies. Reservoir geometry cannot be determined easily because of data limitation. To accommodate the uncertainty, the modeling was run by emphasizing 3 scenarios, such as width and thickness of channel sand and azimuth. The scenarios will produce 23 realizations of facies model distribution. All of them will be ranked and will be tested in order to approach real sub surface condition.

"

"Middle Baong Sand (MBS) merupakan reservoar penghasil utama minyak dan gas bumi disamping lapisan batupasir anggota Formasi Keutapang di Cekungan Sumatra Utara. Middle Baong Sand adalah kipas turbidit yang diendapkan pada lingkungan laut dalam yang diamati sebagai perulangan berkali-kali lapisan tipis batupasir dan serpih pada singkapan (outcrop). Batupasir kipas turbidit sangat susah ditebak ukuran, geometri, arah dan pola penyebarannya dari metoda interpretasi conventional. Studi ini bertujuan untuk membelajari variasi lithofasies, geometri dan distribusi spasial kipas turbidit Middle Baong Sand pada prospek ?Corundum? dengan analisis electro-fasies dan analisis multiatribut seismik dengan menggunakan pendekatan artificial neural network. Pendekatan artificial neural network untuk karakterisasi lithofasies dan dimensi reservoir Middle Baong Sand diterapkan pada 2 (dua) level data, yaitu (1) data open hole log sumur dan (2) multi-atribut seismik pada prospek ?Corundum?, Cekungan Sumatra Utara. Sumur eksplorasi Besitang-1 yang memiliki data lengkap dipilih sebagai training well sehingga hasilnya dapat dikalibrasi dengan data cutting, core, dan biostratigraphic, model Besitang-1 digunakan untuk memprediksi fasies batupasir pada sumur Ruby-1 dalam area study. Selanjutnya setiap fasies batupasir yang diperoleh pada Ruby-1 dipetakan melalui análisis multiatribut data seismik Corundum3D untuk mengidentifikasi distribusi lateral dan geometri batupasir anggota Middle Baong Sand. Dari studi ini diperoleh 4 (empat) fasies batupasir turbidit dalam area Corundum3D berturut-turut dari tua ke muda; (1) fasies batupasir-4 berbutir sedang ? kasar dengan kenampakan coarsening upward pada elektrofasies sebagai produk cannel fill, (2) fasies batupasir-3 berbutir sedang - kasar, (3) fasies batupasir-2 perselingan pasir halus - sedang dan lanau, dan terakhir (4) facies batupasir-1 diperoleh sebagai batupasir berbutir halus - lanauan pada sumur Ruby-1 namun ditemukan sebagai lobe turbidit di baratdaya sumur Ruby-1. Arah sedimentasi adalah dari Tinggian Malaka, fasies batupasir-4 yang paling tua provenannya dari arah baratlaut, berangsur-angsur bergeser searah jarum jam hingga provenan fasies batupasir-1 yang paling muda adalah dari arah utara. "

"Penentuan berat lumpur adalah faktor yang sangat penting dalam optimalisasi pemboran. Model mekanika bumi ? MMB dapat dibuat dan dipakai untuk menghitung jendela berat lumpur sehingga dapat mengoptimalkan pemboran. MMB adalah sebuah representasi dari seluruh aspek geomekanika pada sebuah lapangan atau basin seperti: kekuatan batuan, stress, tekanan formasi, stratigrafi mekanika. Multi-displin tim : geophysicist, geologist, petrophysicist, reservoir engineer, drilling engineer dan ahli geomekanik diperlukan untuk pembuatan MMB. Informasi mengenai struktur geologi, litologi, stratigrafi, kekuatan dan elastisitas batuan, deformasi batuan, kandungan fluida dan reservoir properties disatu sisi yang dikombinasikan dengan informasi mengenai stress bumi, drilling fluida, teknologi drilling disisi yang lain adalah merupakan input yang sangat berharga dalam pembuatan MMB. Dengan mengkombinasikan dan mengintegrasikan seluruh informasi dari GGRP (Geologi, Geofisika, Reservoir, Petrofisika) dan informasi pemboran, MMB dapat dibuat dan dapat diaplikasikan untuk tahap eksplorasi maupun pengembangan khususnya pada optimalisasi pemboran.

---

In order to minimize the risks and for drilling optimization, a determination of mud weight is extremely important. One of the processes to minimize the risks is to plan for wellbore stability and the key process for wellbore stability is building a Mechanical Earth Model (MEM). MEM is a living representation of all geomechanics aspect for a field or basin such as: rock strength, earth stresses, pore pressure, mechanical stratigraphy. Building a MEM required multi-disciplinary team: geophysicist, geologist, petrophysicist, reservoir engineer, drilling engineer and geomechanics. In one side, information about structural geology, lithology, stratigraphy, strength and elasticity of the rock, rock deformation, fluid content, and reservoir properties are combined with information about earth stresses, drilling fuid, drilling practices in the other side gives valuable input when building MEM. By combining, integrating and analyzing all the information from GGRP (Geology, Geophysics, Reservoir, Petrophysics) and drilling, a MEM is built and the result of MEM can be used for explorationand development such as drilling optimization."

"Analisis petrofisika konvensional seringkali kurang akurat dalam menentukan ataupun menghitung jumlah cadangan hidrokarbon pada lapisan-lapisan tipis (thin beds) dari suatu lapangan minyak atau gas bumi. Hal ini disebabkan karena log standar yang dipakai dalam melakukan suatu evaluasi formasi mempunyai resolusi yang secara vertikal sangat rendah. Untuk mengatasi ini, maka dicoba suatu metoda dimana log standar tersebut akan dikombinasi dengan data dari resistivity image yang mempunyai resolusi tinggi sehingga parameter reservoar yang dipakai untuk menghitung cadangan dapat dihitung dengan lebih baik.Teknik pemodelan reservoar lapisan tipis dalam penelitian ini menggunakan metoda konvolusi satu dimensi untuk menyelaraskan model lapisan tipis dengan kurva standar hasil pengukuran di lapangan. Kurva log dengan resolusi standar dan hasil resistivity image dipakai untuk membuat model lapisan tipis dengan tingkat resolusi yang lebih tinggi. Model atau kurva yang dihasilkan lalu dipakai dalam evaluasi petrofisika tingkat lanjut untuk menghitung ketebalan zona hidrokarbon (netpay), porositas, saturasi dan permeabilitas untuk setiap sumur pemboran.Dengan mengaplikasikan metoda spektral dekomposisi pada data seismic, akan diperediksi ketebalan lapisan tipis pada zona kajian. Kemudian dikombinasikan dengan hasil interpretasi petrofisika akan dipetakan distribusi dari lapisan tipis pada zona tersebut. Dari data-data ini diharapkan perhitungan cadangan (reserve) bisa menjadi lebih akurat sehingga bisa menambah jumlah cadangan nasional dari yang sekarang ini ada.

---

The conventional petrophysical analysis often underestimates in determining the hydrocarbon in place for thinly bedded reservoirs of an oil and gas field. It is because the standard logs measurement which is used to perform a formation evaluation has a very low vertical resolution. For this reason, an effort is taken by introducing the new method where the standard log curves will be combined with the high resolution resistivity image to improve the reservoir parameters.

The thin bed reservoir modeling technique in this study uses the 1D convolution method to match the thinly layers from resistivity image to the standard log responses. The low resolution log curve and the resistivity image are convolved to generate a high resolution thin bed model. The result then is used in an advance petrophysical evaluation to calculate netpay, porosity, water saturation and permeability within the wellbore.

By applying the spectral decomposition method on a seismic 3D cube, the thickness of the interest zone can be estimated. Combined with the petrophysical interpretation data, the thin bed layer is mapped. From all these processes, the hidrocarbon reserve can be calculated more accurate to gain the existing national reserve."

"Karakterisasi reservoir merupakan suatu proses pendeskripsian berbagai karakteristik reservoir dalam hubungannya dengan variabilitas spasial. Karakterisasi reservoir mengelaborasi data hasil analisis geologi, geofisika dan petrofisika sehingga menghasilkan model geologi yang selanjutnya menjadi data masukan untuk simulasi reservoir. Pada penelitian ini, karakterisasi reservoir difokuskan pada pemodelan model distribusi fasies dan sifat-sifat petrofisik reservoir. Lapangan yang digunakan sebagai objek penelitian adalah reservoir batupasir 1900?, Formasi Bekasap Lapangan Bungsu, Blok CPP Sumatera Tengah. Pemodelan model distribusi menggunakan pendekatan geostatistik stokastik (sequential gaussian simulation & sequential indicator simulation) dan geostatistik deterministik (krigging). Masing-masing metode divariasikan dengan penggunaan tipe variogram eksponensial, dengan pertimbangan bahwa tipe eksponensial merupakan tipe yang paling sesuai (matching) dengan fitur-fitur geologi di Lapangan Bungsu. Dengan menggunakan software modelling Roxar, secara keseluruhan diperoleh 27 (dua puluh tujuh) skenario dan realisasi model geologi dalam penelitian ini. Kriteria dalam penentuan ranking yang digunakan adalah nilai volumetrik (STOIIP). Penentuan ranking ini merupakan langkah pertama dalam membuat model untuk simulasi reservoir berikutnya. Hasil ranking juga telah dikalibrasi dengan hasil produksi kumulatif total (total cumulative production) dan recovery factor. Berdasarkan penentuan nilai ranking (low, base dan high) maka dapat dijadikan sebagai masukan untuk analisis simulasi selanjutnya. Nilai ranking dari model geologi yang dapat mewakili tersebut mampu untuk menangkap faktor ketidakpastian reservoir.

---

Reservoir characterization is a process to describe various reservoir characteristics in the existence of spatial variability. Reservoir characterization elaborates results from geological, geophysical and petrophysical data to produce a geologic model, which is used as an input data for the reservoir simulation. In this research, reservoir characterization is focused on facies and reservoir petrophysical modelling. The object of the research is sand 1900? reservoir of Bekasap Formation Bungsu Field, CPP Block Central Sumatera. Stochastic geostatistics (sequential gaussian simulation & sequential indicator simulation) and deterministic geostatistics (krigging) approach were used in modelling the distribution model. Each method was varied using exponential types of variogram, whis is considered as the most matching type with geometry of Bungsu Field. Overall, by using Roxar software of modelling, 27 scenarios and realizations of geological model were generated in this study. The main ranking criterion used in this study was STOIIP. This rank is used as first step to take reservoir model to flow simulation. The results were calibrated also with total cumulative production and recovery factor. From this type of ranking high, base and low cases can be determined and carried forward into a full field flow simulation analysis. A representative number of geological models issufficient to capture the reservoir uncertainty."

"ABSTRAKIdentifikasi karakter reservoir dengan data seismik merupakan hal yang menarikuntuk dilakukan dalam eksplorasi dan produksi hydrocarbon, untuk menginterpretasikankondisi bawah permukaan seperti porositas, struktur geology,karakter reservoir dan kandungan HC diperlukan suatu metoda geofisika, sepertiinverse seismik. Terutama jika berhubungan dengan batuan karbonat, dimanadistribusinya selalu menjadi focus utama dalam eksplorasi minyak bumi karenabaik penyebaran vertikal maupun horizontal pada umumnya tidak homogen.Subcekungan Jambi dimana salah satu reservoir yang penting dan banyakmenghasilkan hidrokarbon adalah batupasir dan batuan karbonat, dimana batuankarbonat secara lateral maupun vertikal mempunyai tingkat uncertainty yangtinggi. Dengan dasar tersebut kami mencoba untuk mempelajari kondisi bawahpermukaan daerah penelitian dengan menggunakan metod inverse seismik denganmelihat response Acoustic Impedance (AI). Salah satu sifat akustik batuan adalahimpedansi akustik (AI) yang sangat dikontrol oleh kecepatan. Sementarakecepatan terutama tergantung terhadap porosity atau material yang mengisi poriporibaik gas maupun cairan yang dapat berupa air atau minyak.Data log sumur yang diintegrasikan dengan seismik stack akan diperoleh akustikimpedance hasil inversi, selanjutnya dilakukan cross plot dengan well untukmendapatkan hubungan yang akan dipakai sebagai dasar mengevaluasi nilai AIhasil inversi, kemudian didapat hasil akhir porositas.Berdasarkan analisis dan evaluasi yang menyeluruh diketahui bahwa didaerahTasya terdapat prospek hidrokarbon dilapisan batupasir, karbonat dankemungkinan fracture Basement."