Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKDaerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yangterletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyakA, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksiminyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar padapenelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan areaperluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakanbahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehinggakecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitaslanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluangterdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkanperubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasiisolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis datasumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapatmengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbonpada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapatanomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebihbesar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVOyang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasilanalisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yangberarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACTThe research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in thesouthwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D whichoperates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara EnimFormation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of thestudy, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The resultsof the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structureof the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lowerarea and no further activity for development. On the other side, the presence ofhydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic trapscaused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indicationof some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis,analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluatethe indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area.Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly thathas an acoustic impedance value and relative density larger than the area around itis also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbonaccumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysisintercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturatedwith oil."

"Daerah Penelitian (Struktur "D") terletak Kecamatan Toili Barat, Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Reservoir Struktur "D" berupa batuan karbonat dengan facies reef, diendapkan pada Miosen Atas. Reservoir ini dikelompokkan kepada Anggota Mentawa, Formasi Minahaki. Stuktur ini terbentuk oleh sesar mendatar yang berarah NE-SW. Diatas reservoir ini diendapkan shale Formasi Poh yang berfungsi sebagai batuan penutup (seal) yang berumur Piosen. Jebakan pada struktur ini didomisasi oleh jebakan stratigrafi karena sembulan reservoir yang berupa reef ditutupi oleh shale. Porositas reservoir berkisar antara 0.2 ? 0.325, dengan permeabilitas absolut 4 ? 40 md. Studi Kelayakan dilakukan untuk melihat secara petrofisika seismik apakah ada kolom gas atau tidak. Studi ini meliputi cross-plot P-Impedans vs S-Impedans, Lambda-Rho vs Mu-Rho, Poisson Ratio vs Velocity Ratio, dan Pemodelan AVO sintetik pada tiap sumur. Juga dilakukan studi Elastik Impedans untuk menentukan sudut EI (θ) yang berkorelasi dengan keberadaan gas. Untuk menentukan sebaran porositas, inversi akustik impedans digunakan sebagai parameter untuk menentukan porositas dan inversi tersebut dilakukan dengan batasan model Top MioCarbonate (-125 ms) ? Top Minahaki (+300 ms). Top Minahaki adalah batas antara karbonat platform di bawah dan reef (Anggota Mentawa). Porositas pada reservoir ini tersebar bagus. Distribusi penyebaran gas dapat diamati melalui Product (A*B), parameter Scaled Poisson Ratio Change (∆σ), Lambda-Rho, Kombinasi P-Impedans dan SImpedans, Inversi Elastik Impedans, serta Fluid Inversion. Hasil analisis terhadap sebaran gas pada Formasi Minahaki, dapat diamati kemungkinan sebaran gas di bagian selatan Struktur ?D?, walaupun sebaran tersebut dibawah kontak gas air (-1720 m TVDSS). Sebaran gas ini dianggap sebagai cadangan upside potensial sebesar 120.336 Bscf gas. Untuk membuktikan adanya gas ini, di usulkan pemboran dua sumur delineasi Del-AA dan Del-BB (LAMPIRAN LEPAS).

---

Study area ("D" Structure) on West Toili Residence, Banggai District, Central Sulawesi Province. The typical ?D? Structure is limestone with reef facies, deposited in Upper Miocene. This reservoir grouped into Mentawa Member, Minahaki Formation. This Structure is formed by wrench fault, which has trend NESW.

Above this reservoir, deposited shale of Poh Formation, which is functioned as of Pliocene. Trap at this structure is dominated by stratigraphic trap because of reservoir reef build-up covered by shale. Reservoir porosity is around 0.2 ? 0.325, and absolute permeability 4 ? 40 md Sensitivity analisis is performed to know seismic petro physics whether there is gas column or not. These analysis include cross-plot P-Impedance vs. SImpedance, Lambda-Rho vs. Mu-Rho, Poisson Ratio vs. Velocity Ratio, and Synthetic AVO modeling on each well. Also performed Elastic Impedance Study to determine EI (θ) angle which correlated with gas content.

To determine porosity distribution, acoustic impedance inversion is used as parameter for determining porosity and it is performed on boundary between Top Miocarboate (-125 ms) to Top Minahaki (+ 300 ms). Top Minahaki is boundary between platform carbonate below and reef (Mentawa Member). The Porosity in this reservoir is well distributed.

The distribution of gas reservoir can be observed by using Product (A*B), Scaled Poisson Ration Change, Lambda-Rho, Combined P-Impedance vs. SImpedance, Elastic Impedans Inversion, and Fluid Inversion.

Our analysis to the gas reservoir distribution can be concluded that there are potential gas distribution at south part of ?D? structure, even though that distribution below gas water contact (-1720 m TVDSS). This gas can be assumed as upside potential whose resources about 120.336 Bscf gas. For proving this gas expected, proposed to drill two wells delineation Del-AA and Del-BB (ENCLOSURE)"

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur.

---

"Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.

Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.

AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.

Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."

"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."

"Lapangan "IM" merupakan salah satu lapangan eksplorasi minyak dan gas bumi yang berada di Cekungan Sumatera Utara. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini ditemukan hidrokarbon berupa gas condensate. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir dalam hal persebaran litologi dan kandungan fluidanya. Penelitian mencakup target reservoir karbonat yang berada pada Middle Miocene Malacca Limestone. Data yang digunakan dalam penelitian ini, yaitu data seismik 3D dan dua data sumur. Metode inversi simultan diterapkan untuk mengolah data agar tujuan penelitian dapat tercapai. Metode inversi simultan menghasilkan model Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan Densitas. Didapatkan hasil pada reservoir gas nilai impedansi P (Zp) sekitar 16542-18917 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 8375 (ft/s*g/cc) sedangkan pada reservoir air nilai impedansi P (Zp) sebesar 21292-23667 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 18500-20525 (ft/s*g/cc). Hasil tersebut kemudian ditransformasi menjadi parameter Lame. Parameter Lame merupakan parameter elastik yang terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho. Masing-masing parameter tersebut menjelaskan mengenai sifat inkompressibilitas fluida dan kekakuan batuan. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang memiliki arah orientasi Barat Laut-Tenggara.

---

The "IM" field is an oil and gas exploration field located in the North Sumatra Basin. It was previously identified that in this field hydrocarbons were found in the form of gas condensate. This study aims to characterize the reservoir in terms of lithological distribution and fluid content. The research includes carbonate reservoir targets located in Middle Miocene Malacca Limestone. The data used in this study are 3D seismic data and two well data. Simultaneous inversion method is applied to process data so that research objectives can be achieved. The simultaneous inversion method produces P-Impedance (Zp), S-Impedance (Zs), and Density models. The results show that in the gas reservoir the P (Zp) impedance value is around 16542-18917 (ft/s*g/cc) and the S (Zs) impedance is around 8375 (ft/s*g/cc) while in the water reservoir the P impedance value (Zp ) of 21292-23667 (ft/s*g/cc) and the impedance S (Zs) is around 18500-20525 (ft/s*g/cc). The results are then transformed into the Lame parameter. The Lame parameter is an elastic parameter consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Each of these parameters explains the fluid incompressibility and rock stiffness. The results showed that the reservoir distribution had an North West-South East orientation."

"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."

"Sumur Meranji-1 menemukan cadangan hidrokarbon pada Formasi Batupasir Namur di Struktur Meranji yang terletak pada Lapangan Merrimelia, Cekungan Eromanga, Australia. Cekungan ini terbentuk mulai kurun waktu Awal Jurassic hingga Akhir Cretaceous dan didominasi oleh lingkungan pengendapan braided, meandering fluvial, shoreface serta lacustrine turbidite sandstone sehingga memiliki reservoar yang cukup tebal dan sangat potensial untuk menjadi lapangan produksi.Walaupun memiliki potensi untuk menjadi lapangan produksi, lapangan ini belum memiliki peta distribusi reservoar yang dapat digunakan untuk pengembangan lapangan lebih lanjut. Oleh karena itu, studi karakterisasi reservoar dilakukan dengan metode inversi seismik dan dekomposisi spektral untuk menghasilkan peta distribusi reservoar ini. Metode inversi seismik menghasilkan penampang impedansi akustik yang dapat diasosiasikan dengan litologi reservoar sedangkan metode dekomposisi spektral menghasilkan penampang frekuensi yang dapat diolah dan dianalisis lebih lanjut untuk mengidentifikasi keberadaan fluida reservoar.Studi dekomposisi spektral dimulai dengan mengekstrak frekuensi data seismik setiap kelipatan 1 Hz dari frekuensi 1 Hz sampai dengan frekuensi 60 Hz. Penampang frekuensi ini kemudian diolah untuk menghasilkan frequency gather pada perpotongan inline dan xline di lokasi terdekat dengan Sumur Meranji-1. Dari frequency gather ini kemudian ditarik horizon pada zona reservoar minyak, gas dan air lalu diplot pada grafik amplitudo vs frekuensi. Dari grafik ini selanjutnya ditentukan zona low (frekuensi 9-13 Hz), mid (frekuensi 16-20 Hz) dan high (frekuensi 35-39 Hz) lalu dilakukan operasi aritmatika sebagai berikut: zona mid dikurangi zona low (disebut zona mL), zona high dikurangi zona mid (disebut zona Hm) dan zona mL dikali dengan zona Hm yang disebut zona Hm*mL. Zona mL akan menampilkan zona-zona keberadaan gas sedangkan zona Hm*mL akan menampilkan zona-zona keberadaan minyak.

---

Meranji-1 well discovered hydrocarbon reserves in the Namur Sandstone Formation which is located on Meranji Structure in Merrimelia Field, Eromanga Basin, Australia. This basin was formed from the period of Early Jurassic to Late Cretaceous and the depositional environment is dominated by braided, meandering fluvial, shoreface and lacustrine turbidite sandstone that have a fairly thick reservoir and very potential to be a producing field.

Although it has the potential to become a producing field, the field does not have any reservoir distribution maps that can be used for further field development. Therefore, reservoir characterization studies conducted using seismic inversion and spectral decomposition methods to produce these reservoir distribution maps. Seismic inversion method produces an acoustic impedance section that can be associated with reservoir lithology while spectral decomposition method produces a frequency section which can be further processed and analyzed to identify the presence of the reservoir fluid.

Spectral decomposition study begins with seismic data extraction for every single frequency from 1 to 60 Hz. These frequency sections then processed to produce a frequency gather at the intersection of inline and xline near Meranji-1 well. From this frequency gather then drawn a horizon at oil, gas and water reservoir zone and then plotted on a frequency vs amplitude graph. Based on this graph; low (frequency 9-13 Hz), mid (frequency 16-20 Hz) and high (frequency 35-39 Hz) zone is defined and then performed an arithmetic operation as follows: mid zone minus the low zone (called mL zone), high zone minus the mid zone (called Hm zone) and the mL zone multiplied by the Hm zone (called Hm*mL zone). mL Zone will display the zones where the gas is presence while Hm * mL zones will show the presence of oil."

"ABSTRAKPada studi ini dilakukan evaluasi daerah prospek penyebaran hidrokarbonmenggunakan metode dekomposisi spektral CWT dan inversi Seismik yangdiintegrasikan untuk mendelineasi daerah prospek hidrokarbon. Studi kasusdilakukan pada daerah prospek ”XYZ” cekungan Sumatra Selatan dengan targetreservoir formasi Baturaja dengan kedalaman 400m - 1650 m. Studi inimenggunakan data Seismik 2D dan dua data sumuran (sumur B dan sumur C). Daridata Log sumuran yang tersedia, sumur B menunjukkan kosong (dry) namun padaformasi Baturaja terlihat Oil Show pada kedalaman 1500 m – 1600 m. Sedangkansumur C menunjukkan kosong dan memperlihatkan bahwa formasi Baturaja tidakberkembang dengan baik. Hasil studi menunjukkan bahwa metode spektraldekomposisi CWT mampu memperlihatkan konsistensi anomali hidrokarbon padafrekuensi rendah hanya pada sumur B. Hal ini sejalan dengan dugaan adanyakeberadaan hidrokarbon pada sumur B. Lebih lanjut hasil metode inversimemperlihatkan kemenerusan reservoir formasi Baturaja ke arah barat laut padadaerah studi. Nilai acoustic impedance formasi Baturaja berada pada kisaran 9000 –11000 m/s * gr/cc. Hasil integrasi inversi Seismik dan analisa dekomposisi spektralmemberikan gambaran zona prospek penyebaran hidrokarbon.

---

ABSTRACTThis study evaluates the hydrocarbon prospect area deployment using CWT spectraldecomposition method and the integrated Seismic inversion to delineate areas ofhydrocarbon prospects. Case studies conducted in the South Sumatra basin “XYZ”prospect area with the target Baturaja Formation with a depth of 400 m - 1650 m.This study uses 2D Seismic and two data wells (well B and well C). From availablewell log data, well B shows empty (dry) but indicate oil show on the Baturajaformation at a depth of 1500 m - 1600 m, whereas well C shows empty wells andshow Baturaja formations not developed well. The study results showed that themethod of spectral decomposition CWT is able to demonstrate the consistency ofanomalous hydrocarbons at low frequencies only in well B. This is consistent withthe allegations of the presence of hydrocarbons in the well B. Further resultsInversion method shows Baturaja reservoir formations continuity to the northwest inthe study area. Baturaja formations acoustic impedance values in the range of 9000 –11000 m/s*gr/cc. The result of the integration of Seismic Inversion and spectraldecomposition analysis give an overview of deployment of hydrocarbon zoneprospects."

"ABSTRAKReservoir Mid Main Carbonate (MMC) merupakan bagian dari Formasi CibulakanAtas yang berumur Miosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan MMCberpotensi sebagai reservoir batugamping dengan indikasi hidrokarbon berupa gas.Penelitian ini bertujuan untuk memetakan karakter reservoir dari MMC danpersebarannya di lapangan penelitian dengan menggunakan data yang terbatasdalam memetakan karakter reservoir daan persebaran dari lapisan MMC sehinggabisa ditentukan target pengembangan lapangan ke depan. Penelitian ini dilakukandengan data acuan berupa tiga sumur eksplorasi yang kurang tersebar dan jugaseismik post-stack 2D multivintage yang memerlukan proses optimalisasi terlebihdahulu. Proses balancing amplitude dan miss-tie seismik dilakukan untukmengurangi efek multivintage sebelum dilakukan inversi seismik dan upayakarakterisasi lebih detil dilakuakn dengan atribut Spectral Decomposition berbasisContinuous Wavelet Transformation. Karakter batugamping MMC ini terdiri daribatugamping-1 dan batugamping-2 yang keduanya merupakan fasies batugampingklastik backreef dengan nilai porositas efektif berkisar antara 5-15% dengan nilaiporositas tertinggi diketahui relatif berada pada daerah tenggara dan barat lautlapangan. Berangkat dari model porositas reservoir MMC, interpretasi struktur danintegrasi dengan hasil analisis Spectral Decomposition selanjutnya ditentukan letakjebakan migas yang diajukan sebagai target eksplorasi selanjutnya.

---

ABSTRACTThe Mid Main Carbonate (MMC) reservoir is part of the early Miocene UpperCibulakan Formation. Based on MMC drilling data, it has potential to be limestonereservoir with indication of gas hydrocarbon. This study aim is to map thecharacteristic of MMC reservoir and its distribution on the targeted field of researchbased on limited data, so that it can be determined the future field developmenttarget. This study was conducted with reference data in form of three exploratorywells and post-stack 2D multivintage seismic which requires optimization processprior to start characterization method. The process of balancing amplitude and misstieseismic is done first to reduce multivintage effect for the further seismicinversion which then detailed characterization were done using attribute of SpectralDecomposition based on Continuous Wavelet Transformation. The MMClimestone characteristic consists of limestone-1 and limestone-2, both of which arefacies of backreef clastic limestone with effective porosity values ranging from 5-15% with the highest known porosity value is relatively on the southeast andnorthwest regions of the area. Based on the MMC reservoir porosity model,structural interpretation and integration with Spectral Decomposition analysisresults this study then determined the location of proposed oil and gas traps as thenext exploration target."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."