Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Lapangan BOS, berlokasi di daerah onshore blok Malacca Strait, cekungan Sumatera Tengah, telah dilakukan pengeboran 3 sumur di tahun 2006 - 2007, yaitu sumur BOS-01, BOS-02, dan BOS-03. Pada lapangan ini memiliki kasus yang unik karena pada dua sumur, BOS-01 (yang berada di crestal structure) dan BOS-03 (berada di flange structure, sebelah selatan dari BOS-01), mendapatkan hidrokarbon berupa gas pada formasi Lower Pematang yang menampakkan feature brighspot. Sedangkan sumur BOS-02 (berada di flange structure, sebelah utara sumur BOS-01), yang juga memiliki target pada feature brighspot pada formasi Lower Pematang, ternyata mendapatkan litologi shale. Untuk menganalisis lebih lanjut, dilakukan analisis dan interpretasi Geofisika, yaitu karakterisasi reservoir dengan menggunakan Impedansi Akustik untuk membedakan zona reservoar dan non-reservoar, dan analisis AVO untuk memprediksi kandungan fluida pada Formasi Lower Pematang tersebut. Hasil studi menunjukkan bahwa litologi shale yang berada di sumur BOS-02, kemungkinan terbentuk/tersedimentasi karena secara posisi struktur sumur BOS- 02 lebih rendah daripada sumur BOS-01, dimana suplai sedimentasi berasal dari arah North-East ke South-West.

---

BOS field, located in the onshore of block Malacca Strait, Central Sumatra basin, have 3 wells, were drilled in 2006-2007, there are BOS-01, BOS-02, and BOS-03. This field has unique case, because in two wells, BOS-01 (located at crestal structure) and BOS-03 (located at the flange, south of BOS-01), got hydrocarbon gas at Lower Pematang formation with brighspot feature. But at BOS-02 well (located at the flange, north of BOS-01), with same target at brighspot feature, got shale and categorized as wet.

For further analysis, this study use analysis and geophysical interpretation, used to characterize reservoir at Lower Pematang Formation, there are Acoustic Impedance to differentiate reservoir zone and non-reservoir, and the AVO Analysis to predict fluid content on the Lower Pematang Formation. Result of this study shown that lithology shale on BOS-02 well, sedimented because BOS-02 well located on the lower position (flange) than BOS-01, while sedimentation supply have direction North-East to South-West."

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

---

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

"Terdapat beberapa cara untuk mengkarakterisasi reservoar hidrokarbon khususnya minyak dan gas. Pada umumnya metode impedansi akustik yang digunakan untuk mengenali adanya perubahan perlapisan batuan reservoar seperti batu pasir, lempung, dan karbonat. Dalam studi ini, pemodelan impedansi akustik telah dilakukan untuk menghasilkan gambaran lapisan batuan yang lebih mudah diinterpretasikan dalam memetakan keadaan bawah permukaan, khususnya mengkarakterisasi reservoar dalam daerah penelitian lapangan Texaco 3D. Pemodelan ini menggunakan metode inversi colored yang dihasilkan dengan menginversi data seismik menjadi nilai impedansi akustik. Nilai ini didapat dengan penurunan data sumur sebagai kontrol dan mengunakan data sumur tersebut untuk mengubah data volume seismik menjadi volume impedansi akustik. Metode yang dilakukan juga digunakan untuk memetakan distribusi porositas dalam reservoar target. Penelitian ini menghasilkan gambaran model impedansi akustik dan porositas pada era miosen, sehingga dapat mengkarakterisasi persebaran litologi pasir dari sand C sampai sand G dengan baik. Persebaran litologi tersebut berada di kedalaman sekitar 2350m-3500m dan nilai impedansi akustik sekitar 3600-4400 (gr/cc)*(m/s) dan nilai porositas total sekitar 30%-40%.

---

There are many technique to characterize hydrocarbon reservoir especially oil and gas. Commonly, acoustic impedance method was used to recognize the change of properties reservoir rock layers such as sand, shale, and carbonate. In this study, acoustic impedance modeling has been done to produce image of rock layers lithology which is easier to be interpreted in mapping the condition subsurface, especially characterizing reservoir in research area of Texaco 3D field.

This Modeling uses colored inversion method which is made by inverting seismic data into acoustic impedance value. The value resulted is obtained by deriving the data from well as control and using it to change seismic volume data into acoustic impedance volume. The method is also used for mapping porosity distribution in the targeted reservoir.

This research produce acoustic impedance image and porosity model during Miocene era. Thus, it can characterize lithological sand distribution of Sand C to Sand G properly. The lithological sand distribution is at the depth of about 2350-3500m and the acoustic impedance value of about 3600(gr/cc)*(m/s)-4400(gr/cc)*(m/s) and total porosity about 30-40%."

"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.

"

"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."

"Karakterisasi reservoar dengan menggunakan pendekatan impedansi akustik dapat digunakan untuk mengetahui distribusi lateral dari reservoar. Metode inversi impedansi akustik dapat memisahkan dua reservoar yang terdapat pada Formasi Kais Cekungan Salawati Lapangan 'Y', Papua. Analisa hasil impedansi akustik serta pendekatan estimasi porositas, menunjukkan bahwa pada daerah Top Kais dan Base Reef merupakan daerah yang berpotensi sebagai reservoar. Daerah prospek pada Top Kais relatif terdapat pada bagian tengah yang ditunjukkan dengan nilai AI rendah berkisar 7300-8500 g.m/s.cc dan porositas tinggi berkisar 17.4 - 19.8%. Sedangkan potensi reservoar Base Reef berada pada daerah selatan dengan nilai AI berkisar 8100-8900 g.m/s.cc dan porositas berkisar 16,0 - 18,3%.

---

Reservoir characterization using acoustic impedance approaches can be used to determine the lateral distribution of the reservoir. Acoustic impedance inversion method is able to show the separating of two reservoirs, which is located at Kais Formation Salawati Basin Field "Y", Papua. The analysis, which is based on acoustic impedance result and porosity estimation approaches, indicate that Top Kais and Base Reef are an area that has potential as reservoir.

Top Kais prospect area is relatively centered in the middle indicated by the low AI values ranging from 7300 - 8500 g.m/s.cc and high porosity ranges from 17,4 to 19,8%, While the potential reservoir Base reef located on the south by the AI range 8100-8900 g.m/s.cc and porosity ranges from 16.0 to 18.3%."

"Identifikasi reservoar karbonat dan batuan dasar berdasarkan inversi simultan telah dilakukan pada lapangan ldquo;F cekungan Sumatera Selatan. Reservoar karbonat pada lapangan ini berada pada Formasi Batu Raja BRF yang merupakan salah satu reservoar karbonat produktif di cekungan ini. Penelitian ini dilakukan untuk menkonfrimasi kesalahan interpretasi zona prospek pada reservoar karbonat tersebut. Menurut studi sebelumnya, pada formasi ini terdapat zona potensial yang ditunjukan oleh nilai impedansi akustik yang rendah pada bagian barat daerah penelitian. Akan tetapi hasil dari pengeboran menunjukkan fakta yang berbeda dimana area ini diindikasikan sebagai batuan dasar lapuk. Impedansi akustik tidak mampu memisahkan kedua jenis batuan ini batuan karbonat dan batuan dasar . Oleh karena itu untuk memisahkan kedua jenis batuan tersebut diperlukan parameter elastik lainnya. Berdasarkan analisis crossplot dari beberapa sumuran, Vp/Vs dan lambda-rho adalah parameter elastik yang paling sensitif untuk memisahkan keduanya. Untuk mendapatkan parameter tersebut, penelitian ini mengunakan inversi simultan dengan lateral variant wavelet. Tujuan penerapan lateral variant wavelet untuk menjaga kualitas dari hasil inversi pada zona batuan dasar. Lateral variant wavelet diekstraksi mengunakan data sumur yang mewakili kedua jenis batuan tersebut. Hasil penelitian menunjukkan bahwa parameter elastik hasil inversi seismik dengan lateral variant wavelet dapat memisahkan batuan dasar lapuk. Pemisahan kedua batuan tersebut diindikasikan oleh nilai Vp/Vs dan lambda-rho yang relatif lebih rendah dibandingkan dengan reservoar karbonat.

---

Identification of carbonate reservoir and basement using multi wavelet simultaneous inversion has been done. This research had been carried out for justifying pitfall interpretation of carbonate reservoir in BRF.

Refer to the previous study, the potential zone, which indicated by low acoustic impedance in the western part of study area, is not prospect zone. Obviously based on the drilling information thus area suggested as weathered basement. This means there are pit fall when we rely only on the acoustic impedance. Therefore, to distinguish between carbonate and weathered basement we need another sensitive elastic parameter.

Based on multi well cross plot analysis of elastic parameters, Vp Vs and lambda rho are sensitive to separate them. This study applied simultaneous seismic inversion which was combined with lateral variant wavelet to get that parameter from seismic data. The intention of the application of lateral variant wavelet is to preserve good correlation between the prospect zone and non prospect zone. The lateral variant wavelet were extracted from well, which is located in the certain location representing the BRF zone and weathered basement.

The result show that the weathered basement was indicated by low Vp Vs and low lambda rho compared to carbonate reservoir."

"Data Rock Physics adalah alat untuk identifikasi fluida, perhitungan dalam reservoar, dan bagian penting dalam studi substitusi fluida untuk memodelkan berbagai macam fluida. Thesis ini merupakan hasil dari penelitian dua sumur untuk melihat pengaruh dari batuan dan properti fluida terhadap respon seismik. Kedua sumur tersebut adalah (YM-232 dan YM-247) merupakan oil well yang menunjukkan pengaruh dari substitusi hidrokarbon dengan air. Akibat dari substitusi fluida terhadap batuan dan properti fluida menunjukkan respon tertentu pada refleksi amplitude, variasi amplitude tersebut dapat digunakan sebagai guide untuk memperkirakan penyebaran jenis fluida pada lapangan YM. Pertama dengan melakukan sintetik pada keadaan insitu. Diikuti dengan sintetik pada kondisi tersaturasi (FRM), dengan manganggap bahwa fluida adalah air/minyak dan mineral adalah batu pasir bersih. Amplitude ini akan diekstrak untuk dikorelasikan dengan data seismic yang sebenarnya. Koefisian korelasi yang memiliki nilai tinggi (~1) dijadikan sebagai model untuk memprediksi tipe fluida pada area prospek yang didasarkan pada informasi amplitude dari data seismik. Dengan kata lain, kita dapat memahami efek dari saturasi hidrokarbon terhadap synthetic offset gathers. Analisis ini digunakan sebagai salahsatu parameter untuk mengembangkan interpretasi data seismic 3D & untuk menekan/mengurangi resiko pengeboran.

---

Rock physics data is a tool for fluid identification and quantification in reservoir, and also plays an important part in any fluid substitution study that may provide a valuable tool for modeling various fluid scenarios. This thesis presents the results of the two well cases where the effect of rock and fluid properties on seismic response are illustrated. Both of wells (YM-232 and YM-247) show the effect of replacing hydrocarbons with brine. This effectt illustrates how rock and fluid properties along with reflection amplitudes can be used to estimate fluid type in YM field. First synthetic using the original case. And the other synthetic by using FRM case, with an assumption that the fluid was brine/oil and the mineralogy was clean sand. These amplitude was extracted to be correlated with the real seismic data. Finally, a good correlation was obtain from a model to estimate the fluid type in prospect based on amplitude information in seismic data. In other word, we can understand the effect of hydrocarbon saturation on synthetic offset gathers. This analysis can be use as one of parameter to improve seismic 3D interpretation and to reduce drilling risk."

"Salah satu daerah penghasil migas di Indonesia adalah Lapangan “X” yang termasuk dalam Blok Senoro-Toili, Cekungan Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Formasi yang berperan sebagai reservoir pada lapangan ini adalah Formasi Minahaki, yang tersusun dari batugamping bioklastik. Dalam fase pengembangan lapangan lanjutan untuk meningkatkan produksi minyak dan gas setelah penemuan lapangan, diperlukan evaluasi yang sangat komprehensif. Salah satu fokus utama evaluasi adalah karakterisasi batuan reservoir, sistem petroleum, dan estimasi cadangan hidrokarbon pada lapangan tersebut. Untuk dapat mengestimasi volume cadangan dengan akurat, diperlukan informasi berupa sebaran spasial properti petrofisika pada reservoir yang bisa didapatkan dengan membuat model statik reservoir secara 3D dengan mengintegrasikan data petrofisika dengan data seismik. Penelitian ini menggunakan impedansi akustik yang didapatkan dari proses inversi karena log impedansi akustik memiliki korelasi yang baik dengan log porositas pada masing-masing sumur, kemudian hasil inversi dijadikan sebagai secondary variable untuk memodelkan sebaran spasial dari properti porositas pada reservoir ini. Pada penelitian ini didapatkan area dengan porositas tinggi memiliki rentang nilai AI sebesar 1373-2880 (m/s)*(g/cc) yang terlihat tersebar pada area di bawah horizon Formasi Minahaki, terutama pada struktur tinggian yang dilewati oleh Sumur E. Arah penyebaran porositas juga dapat dilihat dari peta sebaran rata-rata yang menunjukkan adanya tren anomaly porositas tinggi berarah Timur Laut-Barat Daya. Reservoir Formasi Minahaki pada Lapangan "X" memiliki volume net sebesar 1.688.533*10³ m³, dengan volume total pori sebesar 2272000*10³ RB. Reservoir ini diperkirakan memiliki volume gas di tempat (GIIP) sebesar 2216 BCF.

---

One of the oil and gas producing areas in Indonesia is Field “X,” located in the Senoro-Toili Block, Banggai Basin, Central Sulawesi Province. The reservoir in this field is the Minahaki Formation, composed of bioclastic limestone. In the advanced development phase of the field to increase oil and gas production following its discovery, a comprehensive evaluation is essential. One of the main focuses of this evaluation is the characterization of the reservoir rock, petroleum system, and estimation of hydrocarbon reserves in the field. To accurately estimate reserve volumes, spatial distribution information of petrophysical properties in the reservoir is required, which can be obtained by creating a 3D static reservoir model integrating petrophysical data with seismic data. This study utilizes acoustic impedance derived from inversion processes, as acoustic impedance logs correlate well with porosity logs at each well, and the inversion results are used as secondary variables to model the spatial distribution of porosity properties in this reservoir. The study identifies areas with high porosity values ranging from 1373-2880 (m/s)(g/cc), primarily distributed below the horizon of the Minahaki Formation, particularly in the uplifted structures traversed by Well E. The porosity distribution trend also indicates a Northeast-Southwest direction as shown by the average distribution map with high porosity anomalies. The Minahaki Formation reservoir in Field "X" has a net volume of 1,688,53310³ m³, with a total pore volume of 2,272,000*10³ RB. The reservoir is estimated to have a gas volume in place (GIIP) of 2216 BCF."