Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Salah satu metode pemodelan reservoar untuk karakterisasi reservoar adalah pemetaan distribusi hidrokarbon reservoar seperti gas dengan seismik inversi menggunakan parameter elastik batuan sebagai parameter inversinya. RAKA field ditemukan sekitar tahun 1980 terdapat tiga formasi Belut, Gabus dan Arang. Formasi Arang adalah salah satu formasi penghasil gas dengan tipe reservoar batu pasir, dengan rata-rata ketebalan 70 ft pada lingkungan pengendapan terrestrial (low sinuousity channel) ke transitional lacustrinal deltaic system. Salah satu metodologi untuk memodelkan distribusi spasial dari properti reservoar adalah menggunakan elastik impendansi. Elastik impendasi merupakan kesamaan dengan AI untuk data non zero-offset dapat ditunjukkan dengan fungsi yang disebut elastik impedansi (EI). Fungsi ini merupakan generalisasi dari akustik impedansi untuk sudut datang yang bervariasi yang memberikan konsistensi dan kerangka kerja untuk mengkalibrasi dan menginversi data non zero-offset seismik seperti yang dilakukan AI pada zero-offset. Detail yang diinterpretasikan adalah formasi Arang pada struktur horizon top horizon A5_Horz dan bottom horizon A4_Horz. Dari analisa awal hasil ekstraksi RMS amplitudo volume near offset dan far offset menunjukkan adanya anomali AVO. Dengan melakukan cross plot antara AI dan EI normalisasi pada zona A5_Horz dan A4_horz pada data sumur menunjukkan perbedaan gradien antar zona gas dan zona non-HC dan cross over antara AI dan EI dengan penuruan nilai EI juga menunjukkan adanya gas. Pemodelan reservoar dilakukan dengan membandingkan inversi AI pada volume near offset dan inversi EI normalisasi pada volume far offset. Dari perbandingan tersebut didapatkan hubungan antara distribusi gas dengan anomali AVO pada indikasi awal dari ekstraksi RMS amplitudo.

---

The success of prediction of reservoir modeling is the mapping of hydrocarbon reservoirs such as gas distribution using inversion elastic parameters of rocks. RAKA field found around the year 1980 there are three formations Belut, Gabus and Arang. Formation of Arang is one type of gas-producing formations of sandstone reservoirs, with an average thickness of 70 ft in terrestrial depositional environments (low sinuousity channel) to the transitional lacustrinal deltaic system. One methodology for modeling the spatial distribution of reservoir properties is to use elastic impendance. Elastic impendance is common with accoustic impedance for the non zero-offset data can be shown with the function called Elastic Impedance (EI). This function is a generalization of the acoustic impedance for varying angle which provides consistency and a framework for calibrating and data menginversi non-zero-offset seismic as the AI in the zero-offset. Details are interpreted is the formation of Arang on the horizon structure A5_Horz top and bottom horizon horizon A4_Horz. Initial analysis of the extracted RMS amplitude of the volume of near offset and far offset shows the AVO anomaly. Cross plot wells data of AI and EI normalization in between A5_Horz zone and A4_horz show different gradient gas bearing zone and non-HC bearing zone (background trend) and cross over of AI and EI with low EI values can showing gas present. Then modeling of reservoir is done by comparing the inversion of AI in the volume of near offset and inversion of EI normalization the far offset volume. Comparison of two volume invertion of AI and EI normalization showing the gas distribution showed AVO anomaly at the first indication of the RMS amplitude extraction."

"Identifikasi adanya perangkat stratigrafi akan lebih mudah dilakukan apabila bentuk geometri dari reservoar dan model lingkungan pengendapan dapat diketahui. Perubahan litho fasies tergambarkan pada sifat petrofisika batuan seperti jenis litologi (reservoir dan non reservoir), porositas, permeabilitas dan saturasi batuan. Sifat petrofisika batuan akan lebih mudah dipetakan dengan cara melihat perubahan atau perbedaan nilai impedansi akustik antar titik. Metode yang dilakukan untuk mengkorelasikan data hasil seismik dengan sumur dalam domain frekuensi disebut dengan inversi seismik. Nilai impedansi akustik (AI) hasil inversi seismik kemudian dikorelasikan dengan data sumur untuk mendapatkan persamaan empirik. Persamaan empirik ini digunakan untuk mencari hubungan antara nilai impedansi akustik (AI) dengan sifat petrofisika batuan yang meliputi porositas, permeabilitas dan saturasi batuan. Disisi lain, log sumur juga mempunyai nilai impedansi akustik. Nilai impedansi akustik pada seluruh area dapat diketahui dengan tehnik geostatistik dari nilai impedansi akustik sumur BY18, BY11 dan CY9. Berdasarkan nilai impedansi akustik hasil geostatistik didapatkan sifat petrofisika batuan. Metode karakterisasi reservoir dengan cara inversi dan geostatistik memberikan hasil yang berbeda yaitu, inverse seismik dapat menggambarkan reservoir kecil, tetapi kurang mampu menggambarkan pola penyebarannya. Hal sebaiknya geostatistik mampu memberikan pola penyebaran batuan reservoir tetapi tidak mampu menggambarkan reservoir kecil."

"Karakterisasi reservoar merupakan sebuah serangkaian tahapan evaluasi, analisis serta interpretasi keadaan, kondisi reservoar. Rangkaian tahapan tersebut berguna untuk mengetahui segala karakter yang dibutuhkan untuk melakukan justifikasi apakah sebuah reservoar memiliki klasifikasi ekonomis atau non ekonomis. Untuk mendapatkan definisi karakter reservoar dengan akurasi yang baik, analisis kualitatif dan kuantitatif sangat dibutuhkan.Salah satu metode yang dapat mendefinisikan karakter reservoar secara lengkap adalah metode inversi seismik simultan. Sebuah metode inversi seismik dengan menggunakan data pre-stack mengintegrasikan beberapa sudut insiden dengan asosiasi wavelet pada masing-masing sudut dan integrasi data sumur. Implementasi dari metode tersebut dapat menghasilkan beberapa properti fisika batuan seperti kecepatan gelombang-P (Vp), kecepatan gelombang-S (Vs), densitas, rasio Vp/Vs, impedansi akustik gelombang-P (Zp), dan impedansi akustik gelombang-S (Zs). Properti-properti batuan tersebut akan dielaborasikan guna analisis kandungan fluida dan litologi bawah permukaan. Selain itu, transformasi Lambda-Mu-Rho dan scaled-Qp (SQp) dan scaled-Qs (SQs) juga diaplikasikan sebagai luaran model fisika batuan lebih lanjut. Kelebihan dari transformasi tersebut adalah tingkat keakuratan dalam diskriminasi litologi dan jenis fluida pori dalam reservoar hidrokarbon yang lebih baik. Selain itu, dilakukan pemodelan AVO sebagai klasifikasi kelas AVO pada reservoar gas wilayah penelitian. Sebagai bentuk validasi awal sebelum dilakukannya inversi seismik simultan dan impedansi elastik, dilakukan pemodelan substitusi fluida (FRM) sebagai pemodelan skenario fluida pengisi pori dalam reservoar gas.Intergrasi dari metode dan transformasi tersebut diaplikasikan pada Lapangan “NS” yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Selatan. Lapangan tersebut merupakan lapangan penghasil gas pada rentang reservoar Formasi 4 Ma hingga Formasi 7.6 Ma yang tercakup dalam Formasi Kampung Baru hingga Formasi Balikpapan. Hasil penelitian ini merupakan sebaran lateral indikasi keberadaan prospek hidrokarbon gas yang dicirikan dengan definisi properti Zp, densitas, Lambda-Rho, rasio Poisson, dan SQp dengan nilai relatif rendah, serta properti Zs, Mu-Rho, dan SQs dngan nilai relatif tinggi. Selain itu, hasil klasifikasi AVO menunjukkan bahwa reservoar gas tergolong sebagai kelas III dengan nilai produk AVO positif. Pembobotan zonasi hidrokarbon kemudian dilakukan untuk melihat zona-zona dengan indikasi hidrokarbon tertinggi hingga terendah pada Formasi 4 Ma dan Formasi 7.6 Ma.

---

Reservoir characterization is a series of evaluation, analysis, and interpretation stages of reservoir conditions. This series of stages helps know all the characteristics needed to justify whether a reservoir has an economic or non-economic classification. Qualitative and quantitative analysis is needed to define reservoir character with reasonable accuracy.

One method that can define the reservoir character thoroughly is the simultaneous seismic inversion method. A seismic inversion method incorporates several incident angles with wavelets at each angle and integrates well data. The implementation of this method can construct several rock physics properties such as P-wave velocity (Vp), S-wave velocity (Vs), density, Vp/Vs ratio, P-wave acoustic impedance (Zp), and S-wave acoustic impedance (Zs). These rock properties will be elaborated to examine fluid content and subsurface lithology. In addition, the Lambda-Mu-Rho and scaled-Qp (SQp) and scaled-Qs (SQs) transformations were also applied as the outcomes of further rock physics models. The advantages of this transformation are the accuracy in lithological discrimination and the better type of pore fluid in the hydrocarbon reservoir. AVO modeling as an AVO type classification was carried out in the gas reservoir in the research area. As a form of initial validation prior to simultaneous seismic inversion and elastic impedance, fluid substitution modeling (FRM) was carried out as a scenario modeling pore-filling fluid in a gas reservoir.

Integration of these methods and transformations is applied to the “NS” Field located in the Kutai Basin, South Kalimantan. The field is gas-producing in the reservoir range of the 4 Ma Formation to 7.6 Ma Formation, which is contained in the Kampung Baru Formation to the Balikpapan Formation. The results of this study are lateral distributions indicating the presence of hydrocarbon prospects characterized by the relatively low value of Zp, density, Lambda-Rho, Poisson ratio, and SQp properties with Zs, Mu-Rho, and SQs properties with relatively high values. In addition, the results of the AVO classification indicate that the gas reservoir is classified as class III with a positive AVO product value. The hydrocarbon zone weighting then showed the zones with the highest to lowest hydrocarbon indications in the 4 Ma Formation and 7.6 Ma Formation."

"Tesis ini membahas penentuan penyebaran reservoar batu pasir DST-5 dan DST-6 formasi Gumai dan penyebaran minyak pada reservoar tersebut di lapangan Jura dengan menggunakan pemodelan rock physics serta inversi AVO. Metoda ini digunakan karena diferensiasi litologi reservoir dengan non-reservoir tidak dapat dilakukan dengan menggunakan pemodelan Acoustic Impedance (AI). Karakterisasi reservoar dilakukan dengan analisa crossplot Lambda-Rho dan Mu-Rho sebagai parameter yang paling sensitif dalam membedakan litologi. Karakterisasi fluida dilakukan dengan analisa crossplot menggunakan parameter Lambda-Rho serta menggunakan metoda FRM (Fluid Replacement Modeling) untuk membedakan minyak dengan air. Karakterisasi reservoar dan fluida tersebut dikontrol oleh pengukuran data core pada sumur terdekat yang telah dikorelasikan dengan kondisi geologi bawah permukaan lapangan Jura. Hasil penelitian yang diperoleh berupa peta penyebaran lateral dari reservoar dan minyak di lapangan Jura.

---

The study is focused on the distribution of sandstone reservoir DST-5 and DST-6 and the distribution of oil on Gumai Formation in Jura Field using rock physics modeling and AVO inversion. This work was performed since Acoustic Impedance (AI) can not differentiate the reservoir and non-reservoir rock. The reservoir characterization is analyzed by cross plotting Lambda-Rho and Mu-Rho as a sensitive parameters to differentiate lithology. In addition the fluid characterization is analyzed by cross plotting Lambda-Rho and also using Fluid Replacement Modeling (FRM) to differentiate between oil and water. Those analyses were controlled by core measurement on the adjacent well, which already correlated with sub-surface geological condition of Jura field. The result of this study is a reservoir and oil distribution in Jura field using Lambda-Mu-Rho as sensitive parameters to differentiate lithology and fluid."

"Metoda inversi simultan merupakan salah satu metoda yang digunakan dalam proses AVO inversion, yang didalam prosesnya mengolah input seismik 'partial stacking' dalam satu proses untuk menghasilkan volume seismik untuk parameter elastik dan impedansi, kemudian metoda Lambda Mu Rho merupakan metoda yang menggunakan parameter elastik dalam analisisnya, dimana Lambda merupakan parameter incompressibilitas, yaitu kemampuan batuan dalam terbentuknya perubahan volume apabila terkena stress dan Mu merupakan parameter rigiditas dari batuan, yaitu kemampuan batuan dalam perubahan bentuk apabila terkena stress. Lapangan F yang mempunyai 2 reservoir dominan, yang pertama pada reservoir dalam Formasi Talang Akar dan yang kedua dalam Formasi Lemat, sehingga dalam rencana pengembangan lapangan diperlukan seimik modeling dari reservoir tersebut untuk pengurangan resiko dalam pemboran sumur pengembangan dalam hal ini menggunakan metoda Inversi Simultan dan Lambda Mu Rho. Metoda yang digunakan ini diharapkan dapat menggambarkan keberadaan dari reservoir batu pasir serta dapat membedakan antara reservoir yang mengandung fluida hidrokarbon dan yang tidak.

---

Simultaneous Inversion is a method that used in the AVO inversion, that process the partial stacking as input and the elastic parameter and impedances as output in one batch, then Lambda Mu Rho is a method that used elastic parameter for the analysis, which is Lambda as the incompressibility parameter, the ability of rocks to transform in their volume when have a stress and Mu as the rigidity parameter, the ability of rocks to transform in their shape when have a stress. The F field has 2 dominant reservoirs, first the reservoir in the Talang Akar Formation and the second reservoir in the Lemat Formation, so in the development plan need a seismic modeling for the reservoir to minimize the risk of the next development wellbore, in this case using simultaneous inversion and lambda mu rho. This method hopefully could distinguished the reservoir of sandstones which filled by hydrocarbon fluids from the wet sand."

"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."

"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."

"Telah dihasilkan persamaan hubungan koefisien refleksi (R) sebagai fungsi ray parameter (p) yang dimodifikasi dari persamaan Shuey dan Verm & Hilterman. Dengan persamaan tersebut dapat dihitung nilai kecepatan gelombang shear (Vs), Poisson's ratio (σ), dan kontras Poisson's ratio (Δ σ) pada bidang batas dari dua lapisan. Untuk menghitung nilai parameter-parameter yang tidak diketahui tersebut digunakan metode inversi least square karena hubungan antara koefisien refleksi dengan ray parameter kuadrat adalah linier. Dasar perhitungan metode inversi ini adalah dengan meminimumkan penjumlahan kuadrat data observasi dan model. Uji coba metode perhitungan inversi AVO ini dilakukan pada lapangan DC-1, Pulau Padang - Cekungan Sumatera Tengah yaitu pada lintasan seismik HM86-21. Hasil perhitungan ini selanjutnya dibandingkan dengan data sumur MSDC-1 (sumur ini terletak pada SP 1122 lintasan HM86-21). Untuk mengestimasi nilai saturasi air atau gas telah dilakukan percobaan uji kecepatan gelombang akustik terhadap perconto inti pengeboran (core) yang diarnbil dari care#1 sumur MSDC-1. Pengukuran waktu transit gelombang primer (tp) dan gelombang shear (ts) yang dilewatkan melalui perconto dilakukan dengan vaniasi nilai saturasi air. Dari tp dan ts ini kecepatan gelombang primer (Vp) dan kecepatan gelombang shear (Vs) dapat dihitung. Dan kedua nilai kecepatan tersebut dapat ditentukan parameter-parameter reservoar Poisson's ratio ( σ), modulus hulk (K), modulus shear (µ), dan modulus Young (E). Dan nilai parameter-parameter tersebut dibuat cross plot antara Vp danσ dengan variasi porositas dan saturasi. Estimasi saturasi air dari perhitungan inversi AVO adalah dengan meletakkan nilai Vp dan σpada kurva empiris, sehingga didapat nilai saturasi air. Perhitungan inversi AVO dengan metode least square pada CDP 2245, CDP 2268, dan CDP 2294 memberikan nilai saturasi air berturut-turut sebesar 20 %, 50 %, dan 80 %. Sedangkan dari data sumur MSDC-1 nilai saturasi air yang bertepatan dengan CDP 2245 adalah 27 - 70 %.

---

The reflection coefficient as a function of ray parameter R(p) has been modified from Shuey and Verm & Hilterman equations. From this equation, the shear wave velocity (Vs), Poisson's ratio ( σ), and Poisson's ratio contrast ( Δ σ ) at the reflecting interface can be determined. To calculate these unknown parameters the least squares method were used, because the relationship between the reflection coefficient and the square of ray parameter is linear. The basic calculation of the inversion method is minimizing the sum of the squares of the observed minus model data.

The method has been applied to DC-1 field, Pulau Padang, Central Sumatera Basin i.e. seismic line HM86-21. The result of inversion has been compare to MSDC-1 well data (it's located at SP 1122). Estimation on water or gas saturation has been done from acoustic velocity measurement of care#1 MSDC-1 Well.

The transit time of the primary and the shear waves which passed trough the sample with varies water saturation were measured. The primary and shear waves velocity, as well as the reservoir parameters i.e. Poisson's ratio, bulk modulus, shear modulus, and Young modulus can be calculated. Therefore, cross-plot between Vp and a with various porosity and water saturation can be generated. Water saturation estimation from AVO inversion can be represented in the empiric curve.

AVO inversion with the least squares method at CDP 2245, CDP 2268, and CDP 2294 yields water saturation values of 20%, 50%, and 80% respectively. However, water saturation from MSDC-1, which is close to CDP 2245, has a range from 27% to 70%."

"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."

"Analisis AVO dan inversi simultan merupakan metode yang berperan penting dalam mengidentifikasi litologi dan fluida reservoar. Pada penelitian ini, analisis AVO dan inversi simultan dilakukan pada lapangan X, cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan analisis data Uji Kandungan Lapisan, pada sumur RWN-1 di kedalaman 1165 - 1170 meter terdapat kandungan fluida hidrokarbon berupa gas pada litologi batupasir. Penelitian ini menggunakan data pre-stack super gather yang dianalisis dengan menggunakan AVO. Dari hasil analisis ini, ditemukan anomali AVO kelas IIp pada kedalaman zona target, yaitu 1165 - 1170 meter (time 778 - 782 ms), inline 1678 dan crossline 5556. Analisis AVO dilakukan pada atribut AVO, yaitu intercept yang bernilai positif, gradient yang bernilai negatif, product yang bernilai negatif, dan scaled poisson’s ratio changed yang bernilai rendah. Analisis inversi simultan dilakukan pada partial angle stack, yaitu near angle stack (0° - 10°), mid angle stack 10° - 20°), dan far angle stack (20° - 30°). Inversi simultan dilakukan untuk identifikasi reservoar batupasir menggunakan parameter impedansi S dengan range nilai (4543,48 - 5512,35 (m/s)*(gr/cc)) dan densitas dengan range nilai (2,35 - 2,56 (gr/cc)). Sedangkan parameter impedansi P dengan range nilai (8373,25 - 9047,45 (m/s)*(gr/cc)) dan VpVs ratio dengan range nilai (1,53 - 1,87 unitless) digunakan untuk identifikasi fluida reservoar.

---

AVO analysis and simultaneous inversion is the important method to identify lithology and reservoir fluid. In this research, AVO analysis and simultaneous inversion were applied to the field X, South Sumatera Basin. Based on Drilled Stem Test (DST) data analysis, in the RWN-1 well at depth 1165 - 1170 meters, there is gaseous hydrocarbon content in sandstone lithology. This study used pre-stack super gather data that was analyzed by using AVO .This analysis showed AVO class IIp anomaly in the depth of target zone, 1165 - 1170 meters (time 778 - 782 ms), inline 1678 and crossline 5556. AVO analysis was carried out on AVO attributes, positive intercept, negative gradient, negative product, and low scaled poisson’s ratio changed. Simultaneous inversion analysis was performed on partial angle stack start from near angle stack (0° - 10°), mid angle stack (10° - 20°), and far angle stack (20° - 30°). Simultaneous inversion analysis was applied to identify sandstone reservoir by using S impedance parameter with range (4543,48 - 5512,35 (m/s)*(gr/cc)) and density with range (2,35 - 2,56 (gr/cc)). Furthermore, P impedance parameter with range (8373,25 -9047,45 (m/s)*(gr/cc)) and VpVs ratio with range (1,53 - 1,87 unitless) were used to identify reservoir fluid."