Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKStudi menggunakan metoda seismik telah diterapkan dalam penelitian ini untuk menginterpretasi dan mendelineasi penyebaran reservoar Gita sand di Lapangan S. Dengan menggunakan inversi seismik, kita bisa mendapatkan model geologi penyebaran reservoar melalui penampang dan slicing P-impedance. Lapangan S terletak di sebelah utara Cekungan Asri dan merupakan lapangan eksplorasi yang belum pernah ditemukan potensi hidrokarbon. Hipotesis awal dari analisa sensifitas menunjukkan bahwa data sumur memiliki sensifitas terhadap P-impedance untuk memisahkan litologi. Analisa hasil inversi membantu interpretasi model geologi menjadi lebih akurat dan juga menunjukkan bahwa reservoar tersebar di sekitar prospek eksplorasi Undip B-1. Hasil penelitian membuktikan bahwa prospek Undip B-1 dapat menjadi prospek hidrokarbon baru di lapangan S.

---

AbstractSeismic inversion method has been applied to interpret and delineate reservoir distribution of Gita sand in S field. Using seismic inversion, it can get reservoir distribution model through P-impedance section and slicing. S field is exploration field located in the northern part of Asri Basin and there was no found hydrocarbon potential previously in this field. Initial review from sensitivity analysis shows that well data has sensitivity to p=impedance to classify lithology. The inversion result helps geological model interpretation to be more accurate and also shows resevoir distribution around exploration prospect Updip B-1. The result of this study prove that exploration prospect Updip B-1 can be new hydrocarbon prospect in S field"

"[ABSTRAKLapangan 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.

---

ABSTRACTAthar 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.;Athar Field start producing since 1975 up to now with cummulativeproduction reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 toidentify the remaining potential in this field.Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide agood result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Densitycube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are usedto map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify theremaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there areminor faults which is not identified before with 2D seismic.The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limitdetermination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic andwell data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank depositdistributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number ofsegment or compartment, and the result are five segments in the south and onesegment in the north identified in the shallow zone Athar Field.The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect inoil production, whilst segment 2 has prospec in gas production, Athar Field start producing since 1975 up to now with cummulativeproduction reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 toidentify the remaining potential in this field.Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide agood result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Densitycube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are usedto map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify theremaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there areminor faults which is not identified before with 2D seismic.The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limitdetermination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic andwell data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank depositdistributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number ofsegment or compartment, and the result are five segments in the south and onesegment in the north identified in the shallow zone Athar Field.The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect inoil production, whilst segment 2 has prospec in gas production]"

"Telah dilakukan kajian optimalisasi inversi seismik dengan memvariasikan jumlah picking horizon dan metode inversi yang digunakan untuk memetakan gambaran bawah permukaan yang berpotensi menjadi reservoar hidrokarbon di lapangan F3, Laut Utara, Belanda. Inversi seismik ini dikontrol oleh data sumur. Inversi seismik sangat ditentukan oleh penentuan picking horizon dan metode inversi yang digunakan. Untuk struktur litologi yang tidak kompleks (flat) cukup menggunakan dua horizon. Sedangkan untuk litologi yang kompleks seperti downlap dan onlap, picking horizon tidak cukup dua. Pada daerah lapangan F3 ini memiliki downlap dan bright spot, yang menyebabkan lapangan ini berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon dan telah dilakukan pengujian penggunaan jumlah picking horizon untuk memetakan bawah permukaan di lapangan ini. Diperoleh hasil yang optimal dengan 3 horizon, adapun metode seismik inversi yang optimal untuk menyelesaikan downlap ini adalah model based daripada metode bandlimited dan sparse spike. Hasil horizon slice pada metode model based menunjukkan bahwa terdapat dua zona reservoar. Ketebalan reservoar pertama sekitar 40.08 m dengan luas sekitar 13,353,840 m2 dan reservoar kedua ketebalannya sekitar 26.4 m dengan luas sekitar 5,104,160 m2 .

---

Study about optimization in seismic inversion by varying the number of horizon picking and inversion method has been conducted to delineate subsurface of prospective hidrocarbon reservoir zone at field F3, North Sea, Netherland. Seismic inversion was controlled by wells data. Seismic inversion is strongly determined by horizon picking and the method of the inversion itself. For less lithological structure (flat), 2 horizons are enough, meanwhile for complex lithological structure such as downlap and onlap, more horizons picking are needed. Downlap and bright spot structure were found in field F3 which made this area became prospectous and thus horizon picking determination was conducted to delineate the subsurface. The result shows that the optimum horizon is 3, and the optimum seismic inversion method is model based than bandlimited and sparse spike. The results of horizon slice models based method shows that there are two reservoir zones exist. The first zone is approximately 40.08 m thick which enclose 13,353,840 m2 areas, while the second zone is about 26.4 m thick with 5,104,160 m2 areas"

"ABSTRAKStudi inversi AVO melalui pendekatan simultaneous inversion di lapangan Alphadidesain untuk mendapatkan model geologi dan geofisika di lapangan tersebut,termasuk didalamnya distribusi dan geometri reservoar serta identifikasi fluidahidrokarbon. Simultaneous inversion dilakukan pada data seismik angle stack danditujukan untuk menghitung parameter elastis seperti densitas, Vp, Vs, impedansiakustik (Zp) dan impedansi shear (Zs). Parameter tersebut selanjutnya digunakanuntuk karakterisasi reservoar deltaik dan mendelineasi hidrokarbon melaluipendekatan lambda mu rho. Sebagai komparasi, dilakukan pula analisis atributberbasis amplitude pada data post stack dan angle-stackLapangan Alpha merupakan bagian dari Sanga-Sanga PSC dan terletak dibagianselatan cekungan Kutai. Tebal reservoar batupasir umumnya kurang dari 10 meterdan interbedded dengan coal. Seismically, batupasir dibawah resolusi tuningthickness serta refleksi coal yang kuat berinterferensi dengan data seismik post-stackkonvensional.Penampang impedansi akustik (Zp) turunan dari metoda ini telah memberikanpemahaman yang lebih baik mengenai konektivitas, kontinyuitas, dan kompleksitasreservoar deltaik secara vertikal, terutama pada area-area disekitar kontrol sumur.Namun demikian, hasil simultaneous inversion secara umum menunjukkan bahwametoda LMR tidak memberikan separasi litologi dan identifikasi kandungan fluidasesuai yang diharapkan. Sebaliknya, analisis atribut berbasis amplitude pada datapost-stack dan far-angle stack memberikan hasil interpretasi yang lebih memuaskan.

---

AbstractThe Alpha field simultaneous AVO inversion study was designed to providegeological and geophysical model in the field including reservoir distribution andgeometry, and fluid potential identification. Simultaneous inversion was performed inseismic angle stack volumes to obtain elastic parameters such as density, Vp, Vs,acoustic impedance (Zp) and shear impedance (Zs). Those parameters are used tocharacterize reservoir and delineate hydrocarbon throughout lambda mu rhoapproaches. Moreover, amplitude-based attribute analysis also done to compare andcomplete the analysis.The study area is located in the sanga-sanga PSC to the south of Kutai basin. Thereservoir sands, statistically are less than 10 meters and inter-bedded with coals.Seismically, the reservoir sands are below seismic tuning thickness resolution andstrong coal reflections interfere with the conventional post-stack seimic data.The acoustic impedance section derived from this study has been giving betterunderstanding relates to reservoir connectivity, continuity, and complexity of thedeltaic reservoir, mainly in the area which closes to the well control. However, resultsof inversion in general cannot meet the expectation of giving good lithologyseparation and fluid content identification. On the other hand, amplitude-basedattribute analysis on post-stack and far-angle stack volume gives more specific resultin terms of reservoir geometry and fluid identification. "

"Lapangan A merupakan lapangan offshore yang berada di Laut mid-Norway dan telah memproduksi minyak dan gas bumi cukup lama. Tiga buah sumur digunakan pada penelitian ini dengan kelengkapan data Gamma Ray, NPHI, RHOB, dan log Sonik. Untuk mengidentifikasi reservoir hidrokarbon digunakan metode seismik inversi untuk menghasilkan nilai impedansi akustik dan metode well log berupa gamma ray dan porositas guna menggambarkan penyebaran batu pasir pada reservoir hidrokarbon. Dalam proses inversi dibuat dua buah horison yaitu top dan bottom dengan kontrol tiga buah sumur.

---

Field A is an offshore field, located in the mid-Norway Sea and has been producing oil and gas for a while. Three wells were used in this study that have Gamma Ray, NPHI, RHOB, and sonic logs. Seismic inversion method is used to identify the hydrocarbon reservoir then to deliver an acoustic impedance. Well log analysis such as gamma ray, porosity, and density are used to illustrate lithology of hydrocarbon reservoir. Inversion method created two horizons ,the top and bottom, with three wells controls."

"Metode inversi seismik deterministik merupakan salah satu metode yang digunakan dalam proses karakterisasi reservoar. Metode ini digunakan karena ia dapat menggambarkan kondisi bawah permukaan melalui nilai impedansi akustik yang dihasilkannya. Akan tetapi, nilai impedansi akustik yang dihasilkan oleh inversi seismik deterministik dinilai kurang representatif dalam proses karakterisasi reservoar karena dalam proses inversinya hanya dihasilkan satu realisasi saja. Oleh karena itu, dikembangkan metode inversi stokastik yang menggunakan konsep geostatistik. Di mana ia akan menghasilkan beberapa realisasi nilai impedansi akustik untuk meminimalisir ketidakpastian. Penelitian ini memanfaatkan metode inversi geostatistik untuk proses karakterisasi reservoar pada lapangan “X” di Laut Utara. Pada penelitian ini digunakan data seismik 3D post-stack migration dan dua sumur. Melalui penerapan inversi geostatistik di zona target pada lapangan “X” diketahui bahwa pada zona target, litologinya merupakan batu pasir dan shale yang posisinya berselingan dan tidak terlihat indikasi keberadaan fluida hidrokarbon.

---

Deterministic seismic inversion method is one of the methods used in the reservoir characterization process. This method is used because it can describe the subsurface conditions through acoustic impedance value. However, the value of acoustic impedance produced by deterministic seismic inversion is considered less representative in the reservoir characterization process because the inversion only produces one realization of acoustic impedance. Therefore, a stochastic inversion method was developed. The method used a geostatistical concept where it will result in several realizations of acoustic impedance values to minimize uncertainty. This study utilizes the geostatistical inversion method for the reservoir characterization process in the "X" field in the North Sea. In this study, 3D post-stack migration seismic data and two wells were used. Through the application of geostatistical inversion in the target zone on the "X" field, it is known that in the target zone, the lithology is sandstone and shale which are alternately positioned and there is no indication of the presence of hydrocarbon fluids."

"Reservoar pada lapangan XYZ ini merupakan reservoar limestone globigerina berumur pertengahan - akhir miocene dengan ketebalan mencapai 140 meter, dan telah terpenetrasi oleh sumur XYZ dengan hasil berupa akumulasi gas. Seismik atribut dapat diaplikasikan untuk mengidentifikasi keberadaan gas tersebut. Studi ini difokuskan pada integrasi inversi seismik dan analisis kuantitatif dekomposisi spektral dengan tujuan lebih lanjut untuk menentukan perhitungan cadangan hidrokarbon.Inversi model based digunakan untuk menunjukan keberadaan reservoar yang memiliki porositas tinggi, dimana pada kasus ini daerah yang memiliki porositas 40-47 % menghasilkan nilai impedansi akustik yang relatif lebih rendah sekitar 4400-5500 (m/s)(gr/cc). Lebih lanjut, dekomposisi spektral CWT digunakan untuk mengidentifikasikan keberadaan dari reservoar hidrokarbon berdasarkan anomali frekuensi rendah dan atenuasi energi pada frekuensi tinggi. Pada studi ini frekuensi rendah berada pada 10-20 Hz dan frekuensi tinggi 30 - 40 Hz. Frekuensi 10Hz mampu merepresentasikan anomali frekuensi rendah dengan diikuti oleh atenuasi pada frekuensi yang lebih tinggi yaitu 20, 30 dan 40 Hz. Pada studi ini, analisis atenuasi dilakukan secara kuantitatif dengan pendekatan metode rasio spektral, dimana nilai gradien frekuensi dapat berasosiasi dengan faktor kualitas (Q). Pada zona reservoar didapatkan nilai Q rendah berkisar 25-30 yang mengindikasikan terjadi atenuasi yang kuat dalam medium tersebut. Nilai Q dapat memisahkan dua reservoar gas, dan zona air. Keberadaan air akan mengurangi nilai Q hingga mencapai 10.Analisis lebih lanjut untuk memisahkan dua unit reservoar maka dilakukan krosplot antara parameter porositas dan tekanan. Hasil krosplot menunjukan bahwa nilai Q akan bertambah seiring dengan bertambahnya tekanan,. Nilai Q akan berkurang seiring dengan bertambahnya porositas, akan tetapi, nilai Q akan lebih sensitif dengan keberadaan fluida cair.Hasil integrasi antara inversi seismik dan analisis kuantitatif dekomposisi spektral dapat membantu dalam mengkarakterisasi reservoar berdasarkan sifat fisiknya sehingga memudahkan dalam memetakan penyebaran secara lateral dengan tingkat keyakinan yang tinggi. Berdasarkan penyebaran secara lateral telah dilakukan perhitungan cadangan dengan menggunakan simulasi montecarlo sebesar 152.3 bcf.

---

Reservoir XYZ field is a Mid-late Miocene of Globigerina Limestone with 140 meters of thickness. It has been penetrated by XYZ well with contained of gas accumulation. Seismic attributes can be applied to identify the presence of gas. This study focused on the integration of seismic inversion and quantitative analysis of spectral decomposition in order to define the calculation of hydrocarbon reserves.Model based inversion used to indicate the existence of reservoirs that have high porosity, which in this case regions with 40-47% porosity value of acoustic impedance is relatively low at about 4400-5500 (m / s) (g / cc). In addition, Spectral decomposition CWT used to identify hydrocarbon reservoir with low frequency anomaly and attenuation of energy in higher frequency. In this study, low frequency at 10 - 20 Hz and high frequencies at 30 - 40 Hz. Frequency 10 Hz able to represented the low frequency anomaly and followed by attenuation in higher frequency 20, 30, and 40 Hz. In this study quantitative analysis of attenuation performed by the spectral ratio method approach, where the frequency gradient can be associated with quality Factor Q. In the reservoir zone has low Q value around 25 - 30 indicating a strong attenuation occurs in that medium. Q values can separate two gas reservoir, and water zones. The presence of water will reduce the value of Q up to 10.Further analysis for separation of two reservoir unit is performed by crossplot between porosity and pressure parameters. The results showed that the value of Q will increase along with increasing Pressure. Q values decreased with increasing Porosity. However, the value of Q will be more sensitive to the presence of liquid fluid.The result of the integration between seismic inversion and quantitative analysis of the spectral decomposition can aid in reservoir characterization based on its physical properties, making it easier to map the lateral distribution with a high level of confidence. Based on the lateral distribution, Reserve calculation has been performed using Montecarlo simulations and resulted 152.3 bcf of reserve."

"ABSTRAKGas hidrat secara alami terbentuk ketika molekul gas bebas terjebak di dalam kisi molekul air maka akan terbentuk padatan yang stabil yang bergantung pada suhu dan tekanan. Metode Bottom Simulating Reflector (BSR) dapat digunakan untuk melihat kenampakan kontras impedansi yang terjadi antara gas hidrat dengan keberadaan gas bebas yang berada di bawahnya. Karakteristik dari BSR yaitu amplitudo tinggi yang cukup kontras memotong struktur geologi serta dapat dilihat dari polaritas yang berbalik. Apabila dibawah BSR terdapat gas bebas, maka akan terjadi anomali kecepatan gelombang seismik dari tinggi ke rendah. Metode inversi Impedansi Akustik (AI) dengan metode model based dapat digunakan untuk menentukan nilai Impedansi Akustik serta kecepatan gas hidrat dan gas bebas dan menentukan keberadaan BSR di daerah Cekungan Bengkulu. Nilai p-wave BSR yang berkorelasi dengan gas hidrat berkisar antara 9000-10000 ft/s sedangkan nilai p-wave BSR yang berkorelasi dengan gas bebas berkisar antara 6500-7500 ft/s. Nilai Impedansi Akustik BSR yang berkorelasi dengan gas hidrat adalah antara 19.000-21.000 ft/s*g/cc, sedangkan nilai Impedansi Akustik BSR yang berkorelasi dengan gas bebas yang berada dibawahnya adalah antara 12000-14000 ft/s*g/cc. Dari hasil inversi model based, didapat bahwa BSR pada penelitian ini berada di Formasi Parigi dengan kedalaman BSR berkisar 1100-1300 meter di bawah dasar laut.

---

ABSTRAKGas hydrate is naturally formed when free gas molecules trapped in a lattice of water molecules it will form a stable solid which depends on temperature and pressure. Bottom Simulating Reflector (BSR) methods can be used to see the appearance of the impedance contrast that occurs between the gas hydrate with the presence of free gas beneath it. Characteristics of BSR is high amplitude contrast across geological structure as well as can be seen from the polarity is reversed. If there is free gas below the BSR, there will be a seismic wave velocity anomaly from high to low. The inversion method Acoustic Impedance (AI) with a model-based method can be used to determine the value of acoustic impedance and velocity of gas hydrate and free gas and can determine the presence of BSR in Bengkulu Basin area. The p-wave that BSR correlated with gas hydrate ranging from 9000-10000 ft / s, while the p-wave that BSR correlated with free gas ranged between 6500-7500 ft / s. The Acoustic Impedance that BSR correlated with the gas hydrate is between 19000-21000 ft / s*g / cc, while the Acoustic Impedance that BSR correlated with free gas that are below BSR is between 12000-14000 ft / s*g / cc. From the results of the inversion models based, found that the BSR in this study were in Parigi Formation with BSR depths ranging from 1100-1300 meters below the seabed."

"ABSTRAKPenelitian yang dilakukan di cekungan Sumatera Utara bertujuan untuk mengetahhui bagaimana kondisi batuan sedimen pra-tersier di bawah permukaan. Hal ini dilakukan karena adanya isu dimana batuan sedimen yang telah berumur pra-tersier diisukan belum semua nya termertamorfkan. Hal ini menjadi menarik karena ada kemungkinan cadangan minyak dan gas bumi yang tersimpan pada batuan sedimen pra-tersier. Metode gravitasi merupakan metode geofisika yang digunakan untuk memetakan struktur bawah permukaan. Karena nilai yang terukur oleh metode ini adalah nilai anomali gravitasi dari batuan yang ada di bawah permukaan. Metode inversi menggunakan persamaan Fast Fourier Transform pada aplikasi Matlab yang mana bertujuan untuk dapat membuat pemodelan dari bawah permukaan. Data masukan yang digunakan pada pemograman Matlab berupa nilai data anomali graitasi, jumlah kolom dan baris atau koordinat titik pengambilan data, nilai kedalaman rata-rata batuan atau lapisan targer, nilai kontras densitas batuan dan nilai kriteria konvergensi. Hasil pemograman menampilkan horizon bawah permukaan pada nilai kedalaman dan horizon hasil perhitungan nilai kedalaman dengan nilai anomali gravitasi. Proses inversi dilakukan pada saat melakukan proses iterasi dan akan berhenti jika nilai kesalahan RMS yang didapat dari proses iterasi telah mendekati nilai yang ditentukan sebagai kriteria konvergensi atau sampai iterasi maksimum tercapai. Hasil iterasi berhenti saat nilai RMS error sekitar 0.00016879 % pada iterasi kedua. Horizon yang terbentuk sesuai dengan keadaan geologi yang terbentuk di bawah permukaan dimana batuan sedimen pra-tersier berada di kedalaman rata-rata 5.8 km di bawah permukaan dengan ketebalan dari 5 km hingga 6 km.

---

ABSTRACTThe research conducted in the North Sumatra basin aims to find out how the conditions of pre-tertiary sedimentary rocks below the surface. This is done because there are issues where sedimentary rocks that have been pre-tertiary are not yet included. This is interesting because it is possible that oil and gas reserves are stored in pre-tertiary sedimentary rocks. The gravity method is a geophysical method used to map the subsurface structure. Because the value measured by this method is the value of the gravitational anomaly of the rock below the surface. The inversion method uses the Fast Fourier Transform equation in the Matlab application, which aims to be able to make modeling from the subsurface. Input data used in Matlab programming is in the form of gravity anomalous data values, column number and row or coordinates of data retrieval points, average rock depth or targer layer values, rock density contrast values and convergence criterion values. The programming results show the subsurface horizon at the depth and horizon values resulting from the calculation of the depth value with the value of gravity anomalies. The inversion process is carried out when carrying out the iteration process and will stop if the RMS error value obtained from the iteration process has approached the value specified as the convergence criterion or until the maximum iteration is reached. The iteration results stop when the RMS error value is around 0.00016879% in the second iteration. Horizon is formed in accordance with the geological conditions formed below the surface where pre-tertiary sedimentary rocks are at an average depth of 5.8 km below the surface with a thickness of 5 km to 6 km."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."