Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKProses pemisahan litologi dan fluida reservoir merupakan bagian penting dalam mengkarakterisasi reservoir. Hal ini akan menjelaskan sifat fisis litologi batuan reservoir serta kandungan fluidanya dengan mengintegrasikan data geofisika dan data petrofisika. Proses ini sulit dilakukan di lapangan ldquo;B rdquo; apabila menggunakan parameter impedansi akustik dan LMR, karena masih memiliki tingkat ambiguitas yang cukup tinggi. Impedansi Poisson PI telah di implementasikan sebagai solusi untuk menjawab masalah tersebut. Pada crossplot antara Impedansi Akustik AI dan Impedansi Shear SI dilakukan rotasi kedua sumbunya dengan mengikuti tren litologi-fluida hingga memenuhi persamaan PI c = AI ndash; cSI. Untuk meningkatkan akurasi perhitungan PI, nilai c faktor optimalisasi rotasi dihitung melalui metode TCCA Target Correlation Coefficient Analysis . Mirip seperti EEI fungsi sudut, kemudian dilakukan korelasi dengan data sumur yang akan diprediksi. Analisis parameter sensitivitas dilakukan pada 2 sumur yang ada di lapangan ldquo;B rdquo;. Dari simultaneous inversion didapat parameter-parameter Zp, Zs dan densitas yang kemudian ditranformasi menjadi PI. Model PI kami menunjukan dengan jelas pemisahan litologi batuan reservoir hidrokarbon. Lithology Impedance LI hasil dari korelasi PI dengan GR mampu memisahkan sand dan shale dengan baik. Begitu pula dengan Fluid Impedance FI sebagai hasil korelasi PI dengan SW juga mampu memisahkan kandungan air di dalam reservoir dengan nilai Sw tinggi relatif terhadap gas dengan nilai Sw yang rendah. Zona Hidrokarbon diperkirakan berada pada kedalaman antara 2360-2400m. Hasil slicing pada volume Poisson Impedance inversion telah memberikan gambaran distribusi dan interpretasi litologi dan kandungan fluida yang jelas pada reservoir di lapangan ldquo;B rdquo;, Sumatera Selatan.

---

ABSTRACTThe separation process of lithology and fluid reservoir is an important part in the characterization of reservoir. This would explain the physical properties of reservoir rock lithology and fluid content by integrating the geophysics and petrophysical data. This process is difficult to do in the field B when using parameters of acoustic impedance and LMR, because it still has a fairly high degree of ambiguity. Poisson impedance PI has been implemented as a solution to address the problem. In crossplot between Acoustic Impedance AI and Shear Impedance SI conducted a rotation of both axis according to the trend of lithology fluid to satisfy the equation of PI c AI ndash c SI. To improve the accuracy of PI calculation, the value of c optimization factor of rotation is calculated through the method of TCCA Target Correlation Coefficient Analysis . Much like EEI, then do the correlation with to be predicted wells data. Analysis of sensitivity parameter performed on two wells in the field B . Parameters Zp, Zs and density which obtained from the simultaneous inversion then transformed into PI. Our PI models clearly show the separation of rock lithology of hydrocarbon reservoir. Lithology impedance LI as a result of the PI GR correlation is able to separate sand and shale very well. Similarly, the impedance Fluid FI as a result of PI SW correlation is also able to separate the water content in the reservoir with high Sw value relative to gas with a low value of Sw. Hydrocarbon zone proven at 2360 2400 m. The slicing result of the volumes of Poisson impedance inversion has provided a clearly distribution and interpretation of lithology and fluid content reservoir at the field B of South Sumatera."

"Proses prediksi litologi sekaligus kandungan fluidanya merupakan bagian terpenting dalam karakterisasi reservoar. Salah satu metode yang digunakan dalam proses ini adalah metode inversi seismik simultan. Pada Lapangan Poseidon, Cekungan Browse, Australia, parameter-parameter yang dihasilkan melalui inversi seismik simultan kurang dapat mengkarakterisasi reservoar dengan baik karena saling tumpang tindihnya nilai impedansi antara hydrocarbon sand, water sand, dan shale yang menyebabkan tingkat ambiguitas yang tinggi dalam interpretasi. Inversi Poisson Impedance memberikan solusi terhadap permasalahan tersebut dengan cara merotasi impedansi beberapa derajat yang didapatkan melalui koefisien c. Hasilnya menunjukkan bahwa PI memberikan hasil yang lebih baik dalam memisahkan zona reservoar tersaturasi hidrokarbon. Berdasarkan hasil crossplot LI-GR, crossplot ¼- effecitive porosity, dan crossplot FI-Sw dengan nilai c masing-masing 2.04, 2.28, dan 1.05 didapatkan nilai korelasi optimum masing-masing 0.74, 0.91, dan 0.82 menunjukkan bahwa litologi porous sand tersaturasi hidrokarbon berada berada pada nilai LI ≤2800(m/s)(g*cc), 𝜙𝐼 ≤-5500(m/s)(g*cc), dan FI ≤3750(m/s)(g*cc). Keberadaan nilai LI, ϕI, dan FI yang rendah ini berkorelasi baik dengan keberadaan hidrokarbon pada sumur. Masing-masing nilai c tersebut kemudian diaplikasikan pada data seismik. Hasilnya menunjukkan bahwa distribusi persebaran porous sand tersaturasi Hidrokarbon pada penampang inversi seismik terlihat pada arah timur laut-barat daya yang diperkirakan sebagai arah persebaran gas.

---

The prediction process of lithology and fluid are the most important parts of reservoir characterization. One of the methods used in this process is the simultaneous seismic inversion method. In the Poseidon field, Browse Basin, Australia, the parameters generated through simultaneous seismic inversion are not able to characterize the reservoir accurately because of the overlapping impedance values between hydrocarbon sand and shale which causes a high level of ambiguity in the interpretation. The Poisson Impedance inversion provides a solution to this problem by rotating the impedance through the coefficient c. Based on the results of the LI-GR crossplot, the 𝜙I-effective porosity crossplot, and the FI-SW crossplot with c values of 2.04, 2.28, and 1.05 respectively, obtained the optimum correlations of 0.74, 0.91,and 0.82 respectively, indicating that hidrocarbon-saturated porous sand is at the value of LI ≤ 2800 (m/s)(g *cc), 𝜙I ≤ 5500 (m/s)(g*cc), and FI ≤ 4000 (m/s)(g*cc). The presence of low values of LI, 𝜙I, and FI correlates accurately with the presence of hydrocarbons in the well. The results show that the distribution of hydrocarbon saturated porous sand on the seismic inversion section is seen in the northeast-southwest direction which is estimated as the direction of gas distribution."

"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."

"ABSTRAKLapangan "GG" berada di Cekungan Sumatra Selatan tepatnya di formasi TalangAkar. di Sub-DAS Palembang Tengah. Daerah Cekungan Sumatra Selatan memiliki prospek hidrokarbon yang cukup besar, terutama dalam pembentukan TalangAkar. Oleh karena itu, sebelum mengetahui apa reservoir hidrokarbon dalam pemodelan facies bidang "GG" perlu dilakukan dengan menggunakan atribut seismik. Formasi ini terdiri dari batupasir, batulanau dan tanah liat yang tersimpan di delta. Batupasir dalam Formasi TalangAkar yang disimpan dalam perangkap membantu mengatasi pelanggaran pesisir. Salah satu informasi dari data seismik yang berguna untuk mengetahui informasi reservoir di lapangan adalah amplitudo. Atribut amplitudo yang digunakan dalam penelitian ini adalah amplitudo RMS. Sedangkan untuk memilih horizon dan kesalahan, atribut varians digunakan untuk menentukan perbedaan lateral dalam impedansi akustik dengan melacak jejak antara variabel-variabel tertentu. Untuk memodelkan facies, metode Sequential Indicator Simulation (SIS) adalah metode berbasis variogram yang dapat mewakili korelasi antara sumur dengan memodelkan kontinuitas spasial antara dua lokasi pada suatu waktu yang akan diketahui menyebar pasir & serpih. Hasil pemodelan ini menghasilkan distribusi pasir & serpihan dan lingkungan pengendapannya yang fluvial dan delta yang dominan yang disesuaikan dengan aplikasi geologi regional dan atribut RMS.

---

ABSTRACKThe "GG" field is in the South Sumatra Basin, precisely in the TalangAkar formation. in the Central Palembang Sub-watershed. The South Sumatra Basin Area has considerable hydrocarbon prospects, especially in the formation of TalangAkar. Therefore, before knowing what the hydrocarbon reservoir in modeling the "GG" field facies needs to be done using seismic attributes. This formation consists of sandstone, siltstone and clay stored in the delta. Sandstones in the TalangAkar Formation kept in traps help to overcome coastal violations. One of the information from seismic data that is useful to find out reservoir information in the field is amplitude. The amplitude attribute used in this study is the RMS amplitude. Whereas to select the horizon and error, the variance attribute is used to determine lateral differences in acoustic impedance by tracking the trace between certain variables. To model facies, the Sequential Indicator Simulation (SIS) method is a variogram-based method that can represent the correlation between wells by modeling spatial continuity between two locations at a time that will be known to spread sand & shale. The results of this modeling produce a distribution of fluvial and delta dominant sand & debris and depositional environments that are adapted to regional geological applications and RMS attributes."

"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."

"Jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon dapat dikaji dengan melakukan perhitungan cadangan. Salah satu cara untuk mendapatkan nilai pretorian cadangan hidrokarbon adalah dengan memodelkan reservoar pada lapisan interest dari sebuah lapangan penghasil hidrokarbon. Daerah penelitian lapangan FIAN berada pada Sub-Cekungan Jambi yang secara regional termasuk wilayah Cekungan Sumatera Selatan. Fokus penelitian berada pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 yang merupakan zona reservoar pada lapangan FIAN. Model berbasis data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, dan peta struktur sebagai input dalam memodelkan reservoar dengan pendekatan geostatistik stokastik. Pemodelan fasies menggunakan metode SIS (Sequential Indicator Simulation) sedangkan pemodelan properti petrofisika menggunakan metode SGS (Sequential Gaussian Simulation). Pemodelan properti petrofisika terdiri dari pemodelan porositas, saturasi air, dan NTG (net to gross). Dari analisis fasies seismik menunjukkan bahwa lapangan FIAN berada pada lingkungan pengendapan marine atau delta yang sifatnya tenang. Lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki karakteristik reservoar yang baik karena memiliki nilai properti petrofisika optimal yaitu porositas 20-30%, saturasi air 50-70%, dan NTG 70-90%. Berbasis peta isopach lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki ketebalan rata-rata berturut-turut 49,34 meter dan 26,30 meter. Proses perhitungan cadangan minyak dapat dilakukan dengan memodelkan STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) yang pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki nilai 64 x 106 m3. Terdapat respons hidrokarbon yang baik pada lapisan tersebut di sebelah baratdaya lapangan FIAN.

---

The amount of oil and gas production from a hydrocarbon producing field can be assessed by making a reserve calculation. One of many ways to obtain an estimated value of hydrocarbon reserves is modeling the reservoir in the interest layer of a hydrocarbon producing field. The FIAN field research area is in the Jambi Sub-Basin which is regionally included in the South Sumatra Basin. The research focus is on the Sand 1 and Sand 2 layers which are reservoir zones in the FIAN field. The model based on seismic data and well data which in processing produces geological marker, and structure maps as input in modeling the reservoir with stochastic geostatistical approach. Facies modeling is using the SIS (Sequential Indicator Simulation) method while petrophysical property modeling is using the SGS (Sequential Gaussian Simulation) method.

Petropyhsical property modeling consists of porosity, water saturation, and NTG (net to gross). From the analysis of seismic facies shows that the FIAN field is in a marine or delta deposition environment with tranquil condition. Sand 1 and Sand 2 layers have good reservoir characteristics because it has optimal petrophysical values i.e. 20-30% porosity, 50-70% water saturation, and 70-90% NTG. Based on isopach maps, Sand 1 and Sand 2 layers has an average thicknesses of 49,34 meters and 26,30 meters consecutively. The process of calculating oil reserves can be done by modeling STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) which at the Sand 1 and Sand 2 layers has a value of 64 x 106 m3. There is a potential hydrocarbon response in that layers at southwest of the FIAN field."

"Basement merupakan batuan yang kompak dan memiliki porositas yang sangat kecil, sehingga dibutuhkan porositas sekunder agar dapat menyimpan hidrokarbon. Rekahan merupakan salah satu porositas sekunder, namun tidak semua rekahan dapat menjadi porositas sekunder yang baik. Rekahan terbuka dapat menyimpan hidrokarbon dan menukung produktivitas dan kualitas dari basement reservoir. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi rekahan terbuka dengan menggunakan log FMI dan atribut seismik pada lapangan "I", Cekungan Barito. Hasil dari interpretasi log FMI dari kedua sumur menyatakan bahwa arah azimuth dari rekahan terbuka adalah Timur-Timur Laut mdash;Barat-Barat Daya, Utara-Barat Laut Selatan-Tenggara dan Barat-Barat Laut Timur-Tenggara serta dapat diketahui arah stress horizontal. Orientasi stress dari log FMI didukung oleh data leak-off test LOT dan log densitas dapat mengidentifikasi stress regime yang berlaku pada cekungan Barito. Orientasi azimuth dan dip dari open fracture hasil dari analisa open fracture digunakan sebagai input di stereonet, sebagai filter orientasi untuk melakukan ant-tracking. Atribut ant-track berdasarkan dari algoritma ant-colony optimization dimana atribut ini hanya memetakan objek yang kontin dan digunakan sebagai metode untuk meningkatkan resolusi dari atribut geometri seismik lainnya. Atribut yang sensitif terhadap rekahan yaitu varian digunakan sebagai input untuk atribut ant-track. Hasil menunjukkan bahwa ant-track dan image log berkorelasi dengan baik. Dengan digunakannya atribut ant-track, patahan dan rekahan dapat diidentifikasi dengan resolusi dan visualisasi lebih baik dibandingkan hanya menggunakan atribut varian saja, sehingga memudahkan interpretasi.

---

basement has very small matrix porosity, secondary porosity is needed to storing hydrocarbon within the basement. Fracture is a secondary porosity, yet not all fracture can be a good secondary porosity. Open fracture have capability to storing hydrocabon, also have important roles in productivity and quality of the pre tertiary basement reservoir. This study is aimed at identifying open fractures using FMI log and seismic attributes in the I Field, Barito Basin. Interpreted image log FMI on two wells gives the azimuth and dip orientation of open fractures ENE ndash WSW, NNW SSE and WNW ESE and also the horizontal stress orientation. The stress orientation from image log combined with leak off test LOT data and density log used to prevailing stress fields.

Azimuth and dip orientation of the open fracture from FMI log is the input of the stereonet, as an orientation filter for ant tracking. Ant track attribute is based on ant colony optimization algorithm that captures only continuous features and used as edge enhancement methods for fracture sensitive attributes. The fracture sensitive attribute variance applied as an input data for ant track attribute. Results showed that ant track map and image log analysis correlated very well. Also, by applying ant track attribute to the fracture sensitive attributes succesfully able to identify faults and fractures with better resolution and visualization than only using the fracture sensitive attribute itself, so it makes easier to interpret and get the information."

"Cekungan Akimeugah merupakan salah satu cekungan prospek hidrokarbon di Indonesia timur, yang terletak di Provinsi Papua. Terdapat beberapa formasi yang berfungsi sebagai batuan waduk (reservoir rock) pada cekungan ini, salah satunya yaitu batupasir pada Formasi Ekmai. Penampang seismik yang biasa diamati merupakan komposit dari rentang frekuensi tertentu. Penampang dengan kandungan frekuensi berbeda akan menunjukkan kenampakan geologi yang berbeda pula. Hal ini disebabkan sifat geologi seperti ketebalan atau kandungan fluida hanya akan lebih jelas bila diamati pada rentang frekuensi yang sesuai. Pada penelitian ini, dilakukan pemanfaatan atribut dekomposisi spektral untuk mengidentifikasi keberadaan reservoir batupasir pada data seismik 3D Lapangan A. Selain data seismik, digunakan juga data sumur, serta data marker geologi untuk validasi letak formasi. Perangkat lunak yang digunakan adalah HRS, Petrel, dan OpendTect. Zona target pada penelitian ini berada pada Formasi Ekmai. Dari pengolahan data seismic-well tie didapat nilai korelasi 0,62 pada sumur Well 2. Wavelet yang digunakan adalah statistical wavelet jenis Ricker. Kemudian, dilakukan interpretasi lapisan melalui picking horizon pada lapisan Ekmai. Penerapan atribut dekomposisi spektral dilakukan dengan metode Continuous Wavelet Transform (CWT). Frekuensi yang digunakan adalah 11 Hz, 37 Hz, dan 59 Hz, pemilihan frekuensi didasarkan pada bentukan spektrum dari data seismik yang digunakan. Dari proses penelitian yang dilakukan, didapati kesimpulan bahwa kandungan batupasir yang terlihat dengan jelas pada Formasi Ekmai memiliki frekuensi 11 Hz dengan wavelet Mexican Hat.The Akimeugah Basin is one of the hydrocarbon prospect basins in eastern Indonesia, located in Papua Province. There are several formations that function as reservoir rock in this basin, one of them is sandstone in the Ekmai Formation. Seismic section commonly observed is a composite of a certain frequency range. Cross sections with different frequency contents will show different geological features. This is due to geological characteristics such as thickness or fluid content will only be more obvious if observed in the appropriate frequency range. In this study, the utilization of spectral decomposition attributes was carried out to identify the presence of sandstone reservoirs in 3D Field A seismic data. In addition to seismic data, well data was used, as well as geological marker data for validation of the formation location. The software used is HRS, Petrel, and OpendTect. The target zone in this study is in the Ekmai Formation. From the seismic-well tie data processing a correlation value of 0.62 was obtained in Well 2. Wavelet used were Ricker statistical wavelet. Then, the interpretation of layers is done through picking horizons at the Ekmai layer. The application of spectral decomposition attributes is done by the Continuous Wavelet Transform (CWT) method. The frequencies used are 11 Hz, 37 Hz, and 59 Hz, the frequency selection is based on the spectrum formation of the seismic data used. From the research process, it was concluded that the sandstone content which is clearly seen in the Ekmai Formation has a frequency of 11 Hz with Mexican Hat wavelet."

"Salah satu upaya yang dapat dilakukan untuk memenuhi kebutuhan energi, khususnya gas dan minyak bumi adalah dengan giat untuk melakukan eksplorasi hidrokarbon. Cekungan Sengkang merupakan salah satu cekungan yang terletak di Sulawesi Selatan yang memiliki potensi cadangan hidrokarbon yang cukup besar yaitu berupa gas bumi. Menurut Pertamina (1995) terdapat cadangan gas bumi yang terkandung di Cekungan Sengkang dengan total mencapai 750 Billion Standart Cubic Feet (BSCF). Pengkarakterisasian reservoir sangat penting untuk dilakukan dalam eksplorasi hidrokarbon karena dapat mengetahui karakteristik sifat fisika maupun batuan dari suatu reservoir itu sendiri. Salah satu metode yang sangat membantu dalam menganalisis reservoir adalah inversi seismik impedansi akustik (AI). Pada penelitian ini menggunakan 6 buah sumur yaitu S1, S2, S4, S5, S6, dan S7 serta 15 data lintasan seismik 2D Post Stack Time Migration (PSTM) yang kemudian dilakukan inversi impedansi akustik model based. Berdasarkan hasil yang diperoleh dari peta distribusi memperlihatkan persebaran reservoar karbonat berupa batu gamping yang porous pada zona penelitian yang mempunyai nilai impedansi akustik yang rendah yaitu berkisar antara 22.000 - 27.000 ((ft/s)*(g/cc)) dan mempunyai nilai persebaran porositas 26% - 28%.

---

One of the ways that can be done to meet energy needs, especially gas and oil, is to actively explore hydrocarbons. The Sengkang Basin is one of the basins located in South Sulawesi which has a large potential for hydrocarbon reserves in the form of natural gas. According to Pertamina (1995) there are natural gas reserves contained in the Sengkang Basin with a total of 750 Billion Standard Cubic Feet (BSCF). Reservoir characterization is very important in hydrocarbon exploration because it can determine the physical and rock characteristics of a reservoir itself. One method that is very helpful in analyzing reservoirs is acoustic impedance seismic inversion (AI). In this study, 6 wells were used, namely S1, S2, S4, S5, S6, and S7 as well as 15 2D Post Stack Time Migration (PSTM) seismic trajectories which were then performed with model-based acoustic impedance inversion. Based on the results obtained from the distribution map, it shows that the distribution of carbonate reservoirs in the form of porous limestone in the study zone has a low impedance value ranging from 22.000 - 27.000 ((ft/s)*(g/cc)) and has a porosity distribution value of 25% - 28%."

"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."