Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Membangun sebuah model reservoar membutuhkan informasi tentang parameter petrofisika. Parameter ini digunakan sebagai dasar dan masukan untuk analisis karakteristik reservoar yang akan digunakan sebagai penentu arah dan tujuan pengembangan reservoar. Adanya ketidak pastian distribusi spasial sifat petrofisika reservoar menimbulkan beberapa pertanyaan, bagaimana sebaran sifat petrofisika reservoar di setiap tempat dan ke mana arah penyebaran reservoar. Data seismik yang telah termigrasi terkadang masih memperlihatkan karakter refleksi yang kurang jelas sehingga menimbulkan ambiguitas dalam proses interpretasi. Dengan metode inversi seismik, jejak seismik dapat diubah menjadi impedansi akustik yang mewakili sifat fisik lapisan reservoar. Teknik ini mampu mempertajam bidang batas antar lapisan dan memperkirakan ketebalan lapisan. Telah dilakukan analisis AVO dan inversi seismik simultan untuk mengekstrak sifat petrofisika reservoar gas di lapangan Blackfoot. Dalam inversi simultan, Zp, Zs dan densitas dihitung secara langsung dari data pre-stack gather. Koefisien k, kc, m dan mc dihitung menggunakan data log sumur. ΔLS dan ΔLD merupakan deviasi antara data dengan hasil plot hidrokarbon. Setelah melakukan proses inversi dan mendapakan parameter impedansi P (Zp) dan impedansi S (ZS), proses selanjutnya adalah melakukan ekstrasi konstanta-konstanta elastik (inkompresibititas (λ) & rigiditas (µ)) dan melakukan cross-plot antara λρ vs µρ. Interpretasi kuantitatif dilakukan dengan memprediksi parameter-parameter petrofisika batuan dan arah penyebarannya. Interpretasi kualitatif untuk mengetahui tipe atau jenis batuan dan sebagai indikator ada tidaknya akumulasi hidrokarbon.Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa ketebalan zona target chanel Glauconitic yang diperoleh dari data sumur ± 7 m. Analisis AVO mampu mendeteksi keberadaan gas di lapangan Blackfoot tetapi hasilnya masih menimbulkan ambiguitas dalam interpretasi. Keberadaan zona gas terdeteksi di sekitar sumur 01-17 terbukti dengan nilai positif dari secondary attribute product (A*B) dan anomali negatif dari secondary attribute scaled Poisson's ratio. Pemisahan gas jelas terlihat dari hasil inversi simultan parameter petrofisiska Lambda - Rho. Sifat petrofisika ini dikaitkan dengan sifat inkompresibilitas fluida. Nilai Lambda - Rho yang kecil mengindikasikan adanya gas di area ini. Dari hasil penelitian ini secara keseluruhan disimpulkan bahwa lapangan Blackfoot merupakan reservoar sand, di mana pada lokasi sekitar sumur 01-17 berisi gas. Gas tersebar secara terbatas di sekitar sumur 01-17

---

Reservoir model building needs petrophysical parameter information. This parameter is used as a base and input to analyze the characteristic of the reservoir which will be used as a guidance for reservoir development. The uncertainty of spatial distribution of the reservoir's petrophysic leads to questions, how is the spreads of the petrophysical parameter and where is the direction of the reservoir extension. Migrated seismic data sometime shows unclear reflection character which causing ambiguity in the interpretation. With seismic inversion method, seismic trace can be changed into acoustic impedance which represent the physical property of the reservoir layer. This technique enhance the layer boundary and give an estimation of layer thickness. An AVO analysis and simultaneous seismic inversion have been applied to extract the petrophysic property of gas reservoir in Blackfoot field. In simultaneous inversion, Zp, Zs and density calculated directly from pre-stack gather data. k, kc, m and mc calculated using well log data. ΔLS and ΔLD are the deviation between data with hydrocarbon plot result. After the inversion process and generationg Pimpedance parameter (Zp) and S-impedance (Zs), the next process is to extract elastic constants (incompressibility (λ) & rigidity (µ)) and generate a cross-plot between λρ vs µρ. Qualitative interpretation has been done by prediction of rock petrophysic properties and direction of its extends. This interpretation is used to determine the rock type and as an indicator of hydrocarbon existence.The result shows that the thickness of the target zone Glauconitic channel which is given by the well data is ± 7 m. AVO analysis is able to detect the gas existence in Blackfoot field, but the result is still giving ambiguity in interpretation. The gas zone detected in the surrounding of well 01-17, proved by the positive value of secondary attribute product (A*B) and the negative anomaly of secondary attribute scaled Poisson's ratio. Gas separation is clearly visible as a result of simultaneous inversion from petrophysical parameter Lambda - Rho. This petrophysical properties is then correlated with the fluid incompressibility. Small value of Lambda - Rho indicates the gas existence in the area. From the result of this research it is concluded that in general the Blackfoot field is a sand reservoir, where in the location near well 01-17 is filled with gas. The gas has a limited spreads arround well 01-17"

"Membangun sebuah model reservoar membutuhkan informasi tentang parameter petrofisika. Parameter ini digunakan sebagai dasar dan masukan untuk analisis karakteristik reservoar yang akan digunakan sebagai penentu arah dan tujuan pengembangan reservoar. Adanya ketidak pastian distribusi spasial sifat petrofisika reservoar menimbulkan beberapa pertanyaan, bagaimana sebaran sifat petrofisika reservoar di setiap tempat dan ke mana arah penyebaran reservoar. Data seismik yang telah termigrasi terkadang masih memperlihatkan karakter refleksi yang kurang jelas sehingga menimbulkan ambiguitas dalam proses interpretasi. Dengan metode inversi seismik, jejak seismik dapat diubah menjadi impedansi akustik yang mewakili sifat fisik lapisan reservoar. Teknik ini mampu mempertajam bidang batas antar lapisan dan memperkirakan ketebalan lapisan. Telah dilakukan analisis AVO dan inversi seismik simultan untuk mengekstrak sifat petrofisika reservoar gas di lapangan Blackfoot. Dalam inversi simultan, Zp, Zs dan densitas dihitung secara langsung dari data pre-stack gather. Koefisien k, kc, m dan mc dihitung menggunakan data log sumur. ΔLS dan ΔLD merupakan deviasi antara data dengan hasil plot hidrokarbon. Setelah melakukan proses inversi dan mendapakan parameter impedansi P (Zp) dan impedansi S (ZS), proses selanjutnya adalah melakukan ekstrasi konstanta-konstanta elastik (inkompresibititas (λ) & rigiditas (µ)) dan melakukan cross-plot antara λρ vs µρ. Interpretasi kuantitatif dilakukan dengan memprediksi parameter-parameter petrofisika batuan dan arah penyebarannya. Interpretasi kualitatif untuk mengetahui tipe atau jenis batuan dan sebagai indikator ada tidaknya akumulasi hidrokarbon. Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa ketebalan zona target chanel Glauconitic yang diperoleh dari data sumur ± 7 m. Analisis AVO mampu mendeteksi keberadaan gas di lapangan Blackfoot tetapi hasilnya masih menimbulkan ambiguitas dalam interpretasi. Keberadaan zona gas terdeteksi di sekitar sumur 01-17 terbukti dengan nilai positif dari secondary attribute product (A*B) dan anomali negatif dari secondary attribute scaled Poisson's ratio. Pemisahan gas jelas terlihat dari hasil inversi simultan parameter petrofisiska Lambda - Rho. Sifat petrofisika ini dikaitkan dengan sifat inkompresibilitas fluida. Nilai Lambda - Rho yang kecil mengindikasikan adanya gas di area ini. Dari hasil penelitian ini secara keseluruhan disimpulkan bahwa lapangan Blackfoot merupakan reservoar sand, di mana pada lokasi sekitar sumur 01-17 berisi gas. Gas tersebar secara terbatas di sekitar sumur 01-17.

---

Reservoir model building needs petrophysical parameter information. This parameter is used as a base and input to analyze the characteristic of the reservoir which will be used as a guidance for reservoir development. The uncertainty of spatial distribution of the reservoir's petrophysic leads to questions, how is the spreads of the petrophysical parameter and where is the direction of the reservoir extension. Migrated seismic data sometime shows unclear reflection character which causing ambiguity in the interpretation. With seismic inversion method, seismic trace can be changed into acoustic impedance which represent the physical property of the reservoir layer. This technique enhance the layer boundary and give an estimation of layer thickness.

An AVO analysis and simultaneous seismic inversion have been applied to extract the petrophysic property of gas reservoir in Blackfoot field. In simultaneous inversion, Zp, Zs and density calculated directly from pre-stack gather data. k, kc, m and mc calculated using well log data. ΔLS and ΔLD are the deviation between data with hydrocarbon plot result. After the inversion process and generationg Pimpedance parameter (Zp) and S-impedance (Zs), the next process is to extract elastic constants (incompressibility (λ) & rigidity (µ)) and generate a cross-plot between λρ vs µρ. Qualitative interpretation has been done by prediction of rock petrophysic properties and direction of its extends. This interpretation is used to determine the rock type and as an indicator of hydrocarbon existence.

The result shows that the thickness of the target zone Glauconitic channel which is given by the well data is ± 7 m. AVO analysis is able to detect the gas existence in Blackfoot field, but the result is still giving ambiguity in interpretation. The gas zone detected in the surrounding of well 01-17, proved by the positive value of secondary attribute product (A*B) and the negative anomaly of secondary attribute scaled Poisson's ratio. Gas separation is clearly visible as a result of simultaneous inversion from petrophysical parameter Lambda - Rho. This petrophysical properties is then correlated with the fluid incompressibility. Small value of Lambda - Rho indicates the gas existence in the area. From the result of this research it is concluded that in general the Blackfoot field is a sand reservoir, where in the location near well 01-17 is filled with gas. The gas has a limited spreads arround well 01-17."

"Karakterisasi reservoar di lapangan Blackfoot telah dilakukan dengan integrasi analisa atribut seismik dan inversi seismik. Analisa atribut seismik dilakukan untuk mengidentifikasikan batas lapisan, yang diindikasi dengan adanya perbedaan antara dua lapisan. Di samping itu, inversi seismik digunakan untuk memperlihatkan impedansi akustik, yang sangat penting untuk mengetahui properti dari lapisan. Kedua atribut ini (amplitude seismik dan impedansi akustik) diharapkan berguna untuk menginvestigasi reservoar secara lengkap. Studi ini menggunakan data seismic 3D dan 5 data sumur. Data seismik 3D dan data sumur dan diikat dengan teliti agar mendapatkan kesesuaian yang baik satu sama lain. Analisa difokuskan pada dua horison, yang dipercaya sebagai target reservoar. Hasil peta horison dianalisis untuk mendapatkan peta distribusi reservoar. Hasil dari semua atribut menunjukan konfirmasi yang baik satu sama lain.

---

Reservoir characterization in Blackfoot field has been carried out by integrating seismic attribute analysis and seismic inversion. Seismic attribute analysis is performed to identify layer interface, which is indicated with the contrast between two layers. In other hand, the seismic inversion is applied to provide the acoustic impedance, which is important in understanding the property of layer body. These two attributes (seismic amplitude and acoustic impedance) are expected to be useful in investigating the reservoir completely.

This study is based on 3D seismic data and 5 well log data. The 3D seismic and well log data is tied in carefully in order to get good match each other. The analysis is focused on two horizons, which is believed as target reservoir. The generated horizon map is analyzed to map the reservoir distribution. The results show that all attributes provide good confirmation each other."

"Tujuan dilakukannya penelitian ini adalah untuk menentukan pola penyebaran karakterisasi reservoir yang berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon. Lokasi penelitian dilapangan blackfoot berada pada Crosline 45. Lapangan Blackfoot ini merupakan lapangan gas dan minyak dengan reservoar merupakan karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 1550 m yang didominasi lapisan glauchonit. Konsep inversi AI mengacu pada perubahan nilai setiap log dimana log yang digunakan : log P-wave, log density, log Gamma Ray, log Neoulron Porosity, log Resistivitas, log Checkshot, log P Impedance. sehingga parameter yang digunakan tersebut dapat mampu memberikan informasi tentang fluida yang memisahkan antara shale dan karbonat. Pada implementasinya data seismik post tack diolah untuk mendapatkan berbagai macam penampang yang digunakan sebagai input dalam proses inversi sehingga dapat diketahui karakterisasi reseryoar yang membedakan setiap sumur sehingga daerah prospek minyak dan gas nya dapat diketahui keberadaannya.

---

The purpose of this study was to determine the pattern of spread of a potential reservoir characterization as a hydrocarbon reservoir. Field research location Blackfoot is at Crosline 45. Field Blackfoot is an oil and gas field with a carbonate reservoir located at a depth of about 1550 m are dominated glauchonit layer. AI inversion concept refers to changes in the value of each log where the log is used: P-wave logs, log density, log Gamma Ray, Neoutron porosity logs, resistivity logs, log Checkshot, log P impedance. so that the parameters used may be able to give information about the fluid that separates between the shale and carbonate. In the implementation prestack seismic data is processed to obtain various kinds of cross-section used as input in the process of inversion that can be known reservoir characterization that distinguish each well so that oil and gas prospect area it can be known to exist."

"Lapangan Athar mulai berproduksi sejak tahun 1975 dengan produksi kumulatif mencapai 900 MMbbls dan RF 50%. Pada tahun 2011 dilakukan akuisisi seismik 3D untuk melihat remaining potential yang ada di lapangan ini. Analisa seismik 3D dengan atribut seismik dan inversi simultan memberikan hasil yang cukup baik untuk menentukan penyebaran batupasir dan hidrokarbon yang ada di dalam nya. Volume densitas hasil inversi, atribut minimum amplitude, dan atribut arc length membantu dalam mengidentifikasi penyebaran reservoar. Lambda-Rho dan AI membantu dalam mengidentifikasi area-area yang mengandung hidrokarbon. Interpretasi struktur di seismik menunjukkan adanya sesar minor, yang sebelumnya tidak teridentifikasi pada seismik 2D. Hasil analisa seismik digunakan dalam pembuatan 3D geomodel. Penentuan batas channel, dan area hidrokarbon di dipandu hasil dari analisa seismik dan data sumur. Empat tubuh channel teridentifikasi dari analisis tersebut, sementara overbank deposit disebarkan secara statistik. Data interpreasi struktur digunakan untuk menentukan jumlah segmen atau kompartemen, dan hasilnya adalah lima segmen selatan dan satu segmen utara terdapat di zona dangkal Lapangan Athar. Hasil pemodelan geologi menunjukkan bahwa segmen 5 menjadi area yang masih memiliki prosepek untuk produksi minyak, sementara segmen 2 memiliki prospek untuk produksi gas.

---

Athar Field start producing since 1975 up to now with cummulative production reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 to identify the remaining potential in this field. Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide a good result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Density cube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are used to map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify the remaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there are minor faults which is not identified before with 2D seismic.

The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limit determination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic and well data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank deposit distributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number of segment or compartment, and the result are five segments in the south and one segment in the north identified in the shallow zone Athar Field. The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect in oil production, whilst segment 2 has prospect in gas production."

"Karbonat Oligosen-Miosen di Cekungan Jawa Timur, atau Formasi Kujung 1, telah memberi kontribusi terhadap penemuan cadangan hidrokarbon sejak tahun 1990-an. Beberapa studi dilakukan untuk karakterisasi reservoar didominasi oleh penggunaan data pre-stack untuk membedakan antar fluida. Dengan adanya ketersediaan data seismik post-stack pada Lapangan “PATRA”, dilakukan integrasi antara analisis petrofisika dan analisis multi-atribut untuk melengkapi hasil inversi seismik post-stack. Studi ini menghasilkan volume petrofisika semu (kandungan serpih, porositas dan saturasi) menggunakan 5 kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut. Atribut ini termasuk atribut eksternal (impedansi akustik hasil inversi berbasis model) dan atribut internal (amplitudo sesaat, frekuensi sesaat, fase sesaat, polaritas semu, frekuensi rata-rata dan frekuensi dominan). Jika atribut impedansi akustik digunakan untuk menghasilkan parameter petrofisika, maka error berkisar pada 32-57%. Penggunaaan multi atribut, dan juga PNN, mengurangi error ini menjadi 32-40% hingga 19-35%. Interpretasi seismik terintegrasi ini memungkinkan untuk delineasi zona interest yang berpotensi. PROMETHEUS dengan ketebalan ~213 ft dan luas 58.268.238 ft2 memiliki rata-rata kandungan serpih, porositas dan saturasi air sebesar 0,12-0,25, 0,3 dan 0,7. Prospek ini memiliki estimasi Hydrocarbon Initially in Place sebesar ~930.835.102 scf.

---

The Oligocene-Miocene carbonates of the East Java Basin, or the Kujung 1 Fm., have contributed significant hydrocarbon discoveries since the 1990s. Multiple studies conducted for reservoir characterization dominantly use pre-stack information to differentiate fluids. With the availability of post-stack seismic data Field “PATRA”, the integration of petrophysical analysis and multi-attribute analysis is done to enhance the results of post-stack inversion. This study created pseudo-petrophysical volumes (shale content, porosity and water saturation) using 5 combinations of seismic attributes through multi-attribute analysis. These attributes include external attributes (inverted P-Impedance from model-based inversion) and internal attributes (instantaneous amplitude, instantaneous frequency, instantaneous phase, apparent polarity, average frequency and dominant frequency). If a single attribute of P-impedance is used to derive the petrophysical parameter, the error ranges 32-57%. The use of multi attributes, and then PNN, reduced this error to 32-40% to 19-35%. The integration of seismic interpretation made it possible to delineate a potential zone of interest. PROMETHEUS with a thickness of ~213 ft and an area of 58,268,238 ft2 has average shale content, porosity and water saturation value of 0.12-0.25, 0.3 and 0.7. This zone of interest has an estimated Hydrocarbon Initially in Place of ~930,835,102 scf."

"Telah dilakukan penelitian dalam karakterisasi reservoar karbonat di Lapangan "A" yang terletak di Cekungan Jawa Timur Utara. Inversi Simultan dan parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) salah satu metode geofisika yang dipilih untuk mengkarakterisasi zona hidrokarbon, litologi, dan kandungan fluidanya pada reservoar karbonat. Inversi dilakukan dengan menggunakan data angle gather baik itu near angle gather (0°-15°), mid angle gather (15°-30°), dan far angle gather (30°-45°), serta dikontrol dengan menggunakan data sumur A-01. Sebagai hasilnya, dalam Inversi Simultan menghasilkan nilai Impedansi-P sebesar 5253-6882 m/s*gr/cc, sementara hasil dari Impedansi-S sebesar 1134-1783 m/s*gr/cc. Selain menghasilkan parameter Impedansi-P dan Impedansi-S, dari Inversi Simultan juga menghasilkan Densitas sebesar 2.66-2.97 gr/cc dan Rasio VpVs sebesar 2.99-4.92. Dari semua hasil Inversi Simultan ini belum mampu mengkarakterisasi kandungan fluida yang ada di daerah penelitian, maka dari itu dilakukan transformasi Lamda-Mu-Rho (LMR). Berdasarkan analisis parameter Lamda-Mu-Rho (LMR), menyatakan bahwa zona target penelitian pada sumur A-01 memiliki potensi hidrokarbon yang cukup banyak sehingga bisa digunakan untuk produksi. Hasil dua parameter yang berasal dari Lamda-Mu-Rho (LMR) adalah parameter Lamda-Rho sebesar 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, sedangkan untuk parameter Mu-Rho sebesar 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Integrasi analisis pada Inversi Simultan dan Lamda-Mu-Rho (LMR) menghasilkan nilai sama pada zona target penelitian. Sehingga dapat diketahui persebaran litologi berupa karbonat, terdapatnya hidrokarbon yang berupa minyak, serta kandungan fluida.

---

Carbonate reservoir in the field ?A? has been characterized located on the North East Java Basin. Simultaneous Inversion and parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) is the chosen method to characterize hydrocarbon zones, lithology and fluid content of the carbonate reservoir. Inversion is done using data from angle gather both the near angle gather (0°-15°), mid gather angle (15° -30°), and far gather angle (30°-45°) , and controlled using data from well A -01. As a result, the Simultaneous Inversion produce value Impedance-P 5253-6882 m/s*gr/cc, while the results of Impedance-S of 1134-1783 m/s*gr/cc. In addition to producing parameter Impedance-P and Impedance-S, on the Simultaneous Inversion also produce a density of 2.79-2.87 gr/cc, and VpVs ratio of the 2.99-4.92. Of all the results Simultaneous Inversion have not been able to characterize fluid content in the research area, therefore transformation of Lamda-Mu-Rho (LMR). Based on the analysis of parameters of Lamda-Mu-Rho (LMR), stated that the target zone of research at well A - 01 have considerable hydrocarbon potential so that it can be used for production. The results of the two parameters are derived from Lamda-Mu-Rho (LMR) is Lamda-Rho parameter of 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, while for Mu-Rho parameter of 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Simultaneous Inversion analysis on the integration and Lamda-Mu-Rho (LMR) produces the same values in the target zone research. So it can be seen spread lithology, the presence of hydrocarbons inte fomr of oil, and fluid content."

"Kombinasi aplikasi atribut dan inveri seismik telah dilakukan untuk menghasilkan parameter sifat fisik batuan yang dapat membantu dalam memetakam distribusi reservoir pada studi kasus Formasi Tarakan. Formasi Tarakan secara sedimentologi merupakan daerah pengendapan delta yang cukup dikenal sebagai perangkap sebagai hidrokarbon. Pada studi ini atribut seismik dalam hal ini kekuatan amplitude (Reflection Strength) dipadukan dengan akustik impedance yang diperoleh dari inversi seismik. Hasil analisa menunjukkan bahwa reservoar pasir diidentifikasikan oleh nilai amplitude envelope yang tinggi, nilai impedansi akustik yang rendah dan nilai porositas berkisar dari 23% ? 28 %. Untuk mendapatkan persebaran batupasir yang menjadi target pada daerah studi dilakukan penentuan ranking area prospek reservoar. Penentuan ranking ini dilakukan dengan melakukan overlay pada peta struktur, peta impedansi akustik dan peta seismik atribut. Berdasarkan prospek ranking reservoar didapat tiga zone prospek yang tersebar dibagian utara (1), bagian tengah (2) dan tenggara (3) daerah penelitian reservoar pasir. Hasil yang didapat dari studi ini menunjukkan bahwa daerah prospek (2) merupakan daerah yang paling potensial, sehingga usulan sumur pemboran di fokuskan didaerah tersebut.

---

Combination of attribute and seismic inversion applied to gain parameter of petrophysical properties that could map the reservoir distribution in case study of Tarakan Formation. Tarakan Formation deposited in delta area that known as a hydrocarbon trap. In this study, seismic attribute that is an amplitude strength (Reflection strength) combined with Acoustic impedance that derived from seismic inversion. The analysis result show that the sand reservoir is identified by high amplitude envelope, low impedance acoustic and the porosity value between 23% - 28%.

To resolve sandstone distribution in this study area we has to confirm prospect ranking in reservoir zone. Prospecting ranking is derived from overlaying structure map, impedance map and seismic attribute map. Based on reservoir ranking prospecting in this case study we can identified three area of sand reservoir distribution which are distribute in the north zone (1), in the center zone (2) and the Southeast zone (3). The result of the study shows that prospect area (2) is the most potential area, therefore the propose well is focused in that area."

"Integrasi dari data sumur dan data seismik sangat berguna untuk mendapatkan interpretasi yang baik dalam proses eksplorasi hidrokarbon. Beberapa metode yang mengintegrasikan kedua data tersebut antara lain, metode inversi impedansi akustik dan metode seismik multiatribut. Metode inversi impedansi akustik dilakukan untuk memprediksi informasi sifat fisis bumi berdasarkan informasi rekaman seismik yang diperoleh. Pada metode ini, sifat fisis bumi yang dimodelkan adalah impedansi akustik. Sedangkan metode seismik multiatribut metode yang menggunakan lebih dari satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari bumi. Metode ini digunakan untuk memprediksi persebaran porositas dari volum seismik. Kedua metode ini digunakan untuk mengkarakterisasi reservoar pada lapangan F3 di Belanda yang diduga terdapat akumulasi hidrokarbon. Hal ini terlihat dari adanya fenomena bright spots dan gas chimneys pada bawah permukaan yang berasosiasi dengan adanya akumulasi gas pada lapangan tersebut.

---

Integration of well and seismic data are very useful to get good interpretation in the process of hydrocarbon exploration. Several methods that integrate both data are seismic inversion and multi-attribute seismic. Acoustic impedance inversion method is used to predict the physical properties of the earth based on information obtained by the seismic record. Multi-attribute seismic method is seismic method that uses more than one attribute to predict physical properties of the earth. This method is used to predict the distribution of porosity from seismic volume, which are applied to characterize the reservoir in the field F3 in the Netherland. The field has been indicated to have an accumulation of hydrocarbons. This indication can be seen from the phenomena of bright spots and gas chimneys on the sub-surface expressions which is associated with the accumulation of gas in the field."