Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Karakterisasi secara dinamik pada formasi Keutapang telah dilakukan berdasarkan parameter geomekanik. Parameter geomekanik pada konteks ini merupakan parameter bergantung stress yaitu porositas dan permeabilitas pada lapisan Z600. Studi ini dibatasi oleh sistem transmibilitas tertutup dari lapisan yang lain. Parameter fisis ini dikontrol oleh perubahan tekanan formasi pada saat diproduksikan dari sumur produksi.Temuan dari studi ini meliputi kontrol utama dalam melakukan pembaharuan model mekanis yaitu nilai kompresibilitas pori dari lapisan Z600. Pembaharuan dilakukan setiap tahunnya dalam medio 1994-2011. Dari hasil pembaharuan dalam periode tersebut didapat hasil bahwa pada parameter porositas, turunnya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan mengurangi nilai porositas secara eksponensial sebesar 4 dan mengikuti persamaan y = 0.0362e0.0022x. Sedangkan naiknya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan menambah nilai porositas secara eksponensial sebesar 6 dan mengikuti persamaan y = 0.0589e0.0016x. Pada parameter permeabilitas, turunnya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan mengurangi nilai permeabilitas secara eksponensial sebesar 25 mD dan mengikuti persamaan y = 24.558e0.0007x. Sedangkan naiknya nilai tekanan formasi dengan selisih 50 psi akan menambah nilai permeabilitas secara eksponensial sebesar 12.5 mD dan mengikuti persamaan y = 10.786e0.0037x.Model mekanis bumi MEM dari lapisan Z600 yang sudah diperharui tiap tahunnya ini akan sangat berguna sebagai input dalam melakukan simulasi injeksi fluida ke reservoir EOR ke lapisan yang mengalami deplesi tekanan produksi. Dalam sejarah ekplorasi dan eksploitasi migas di Indonesia, studi ini merupakan pionir sehingga dapat diharapkan dapat membuat metode ini dapat diaplikasikan di lapangan yang sudah mengalami penurunan tekanan pasca produksi.

---

"Jaeger" oilfield, the study that has been conducted has main purpose to identify the physical stress dependent parameter changes of reservoir which are porosity and permeability of Z600 layer. Bounded by closed transmibility multiplier system from another verticaly stacked layer. This physical parameter controlled by pore pressure changes during field production in time sequentially. The primary control to determine updated reservoir physical model in this research was the dynamic value of pore compressibility of Z600 layer. Updating has provided in 1994 2011 interval. From the updating processes, we can conclude that for pore pressure decrases with 50 psi will reduce the value of porosity around 4 and following formula y 0.0362e0.0022x. for pore pressure incrases with 50 psi will added the value of porosity around 6 and following formula y 0.0589e0.0016x. In terms of permeability, for pore pressure decrases with 50 psi will reduce the value of permeability around 25mD and following formula y 24.558e0.0007x. For pore pressure incrases with 50 psi will added the value of permeability around 12.5 mD and following formula y 10.786e0.0037x.The updated Mechanical Earth Model of Z600 layer represents the current condition and can be used as an input for reservoir simulation to estimate physical behavior during EOR activity to depleted formation pressure. This research is pioneer in terms of integrating geomechanical model with reservoir simulation, and hope can give a great impact to another depleted pressure oilfield."

"Studi pemodelan geomekanika telah dilakukan pada target Formasi Cibulakan Bawah, Baturaja, dan Talang Akar. Model geomekanika tiga dimensi 3D memberikan data sifat elastis seperti modulus bulk, poisson ratio, young modulus untuk setiap lokasi sumur bor. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengkarakterisasi sifat mekanika batuan, dan tekanan juga memprediksi stabilitas sumur bor untuk sumur eksplorasi berikutnya. Daerah penelitian terletak di daerah pesisir Sub-Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Daerah penelitian ini dibentuk oleh beberapa formasi, yaitu Formasi Cibulakan, Formasi Baturaja, Formasi Talang Akar dan Formasi Jatibarang. Penelitian ini terdiri dari tinjauan geologi dan tekanan regional, pengkondisian data log dan seismik, model satu dimensi 1D geomekanika, dan pembentukan kubus 3D geomekanik dengan mengintegrasikan data inversi sumur dan seismik. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa target formasi memiliki jendela tekanan berkisar 3000-5000 psi dengan kisaran berat lumpur yang akan digunakan sekitar 8,5 ndash; 10,7 ppg. Rekomendasi berat lumpur pengeboran yang didapat akan digunakan untuk sumur eksplorasi berikutnya berdasarkan penilaian stabilitas geomekanik dan stabilitas sumur pengeboran.

---

Geomechanical model has been carried on Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation and Talang Akar Formation in the onshore of Northwest Java Basin. The three dimensions 3D geomechanical model provides elastic properties data such as bulk modulus, elastic modulus, young modulus. The objective of this study is to characterize mechanical rock properties, and pressure also to predict wellbore stability for next exploratory well. Geomechanical model of an area is necessary for the drilling trajectory design so it would reduce the drilling operation cost. The study area is located in the onshore area of Jatibarang Sub basin, North West Java Basin. This field is formed by several formations, which are Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation, Talang Akar Formation and Jatibarang Formation. This study contents of several works such as regional geological and pressure reviews, log and seismic data conditioning, geomechanical one dimensions 1D model, and establish geomechanical 3D cube by integrating well and seismic inversion data. The optimization of limited exploration data based on well log and the different vintage of 2D seismic is one of the problems that would be discussed. The problems could be solved by leveling amplitude seismic and conditioning well log. The recommended drilling mud weight from pressure and stress analysis has range about 8.5 10.7 ppg from Lower Cibulakan Formation MMC to Talang Akar Formation. The recommended drilling mud weight is used for next exploration well."

"Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoir yang potensial berada di formasi tualang dan lakat. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut seismik dan analisis petrofisika untuk melakukan karakterisasi reservoir pada daerah penelitian. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yaitu volume shale, porositas, dan saturasi air. Batuan reservoir potensial pada penelitian ini memiliki nilai volume shale dengan rentang 0.1 hingga 0.3, nilai porositas efektif dengan rentang 0.144 hingga 0.253, dan nilai saturasi air dengan rentang 0.45 hingga 0.79. Analisis multiatribut bertujuan untuk melakukan penyebaran parameter petrofisika pada area penelitian. Berdasarkan analisis multiatribut seismik didapatkan persebaran zona reservoir sandstone potensial formasi tualang dan lakat terkonsentrasi di daerah tinggian antiklin di tengah dan tenggara area penelitian dengan rentang nilai volume shale dari 0.05 hingga 0.65 dan nilai porositas efektif dengan rentang 0.1 hingga 0.25. Zona tersebut berada pada daerah tinggian yang dikontrol oleh antiklin sesar yang berarah NW-SE sehingga zona tersebut memiliki potensi menjadi jebakan struktural hidrokarbon. Struktur antiklin ini juga mengendalikan proses migrasi sekunder dari formasi kelesa yang dikembangkan di graben yang terletak sekitar 15 km south east (tenggara) dari area penelitian.

---

The Central Sumatra Basin is one of the largest oil and gas-producing regions in Indonesia, with one of its potential reservoirs located in the Tualang and Lakat formations. This study uses seismic multi-attribute method and petrophysical analysis to characterize the reservoir in the study area. The petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters, namely shale volume, porosity, and water saturation. The potential reservoir rock in this study has a shale volume ranging from 0.1 to 0.3, effective porosity ranging from 0.144 to 0.253, and water saturation ranging from 0.45 to 0.79. The multi-attribute analysis aims to map the distribution of petrophysical parameters across the study area. Based on the seismic multi-attribute analysis, the distribution of potential sandstone reservoir zones in the Tualang and Lakat formations is concentrated in the anticline highs in the central and southeastern parts of the study area, with shale volume values ranging from 0.05 to 0.65 and effective porosity values ranging from 0.1 to 0.25. These zones are located in high areas controlled by NW-SE trending fault anticlines, suggesting that these zones have the potential to become hydrocarbon structural traps. This anticline structure also controls the secondary migration process from the Kelesa formation, which is developed in the Binio Trough, located approximately 15 kilometers southeast of the study area."

"Lapangan NN terletak di darat di Blok Selat Malaka. Lapangan tersebut ditemukan pada tahun 1990 dengan mengebor sumur eksplorasi N-01 yang terbukti terdapat minyak di Formasi Manggala dan Pematang. Pada tahun 1998, 3D Seismic diakuisisi dan berhasil mengidentifikasi tiga kompartemen di bidang ini yang dipisahkan oleh sesar N-S. Reservoir target adalah Formasi Lower Pematang merupakan bagian dari Grup Pematang dan diendapkan di lingkungan fluvial braided system. Karakteristik reservoir di Formasi Lower Pematang yaitu tight sandstone dengan tipe log blocky. Untuk mengoptimalkan produksi minyak, stimulasi rekahan hidrolik dipilih dan menjadi teknik yang terbukti dalam reservoir ini. Studi geomekanik lebih lanjut diperlukan untuk mendukung pekerjaan hydraulic fracturing dengan menyediakan model 3D tekanan pori dan fracture pressure. Beberapa sifat batuan geo-mekanika seperti tekanan Pori, Poisson's Ratio dan Young's Modulus, Fracture Pressure dihitung di sumur secara 1D section dan kemudian merambat di seluruh lapangan NN. Dengan model 3D, rekomendasi kuat pada pengembangan lapangan melalui hydraulic fracturing dapat dicapai dan pemulihan minyak akan optimal. Model 3D pore pressure, overburden pressure dan fracture pressure dimodelkan dengan co-krigging dengan trend dari interval velocity cube.

---

NN field is located onshore within the Malacca Strait Block. The field was discovered in 1990 by drilling N 01 exploration well which proven oil in the Manggala and Pematang Formations. In 1998, 3D Seismic was acquired and successfully identified three compartments in this field which separated by N S faults. This study is focusing on Lower Pematang Formation which belongs to Pematang Group and deposited in braided fluvial system. The Lower Pematang reservoir is tight sandstone with blocky log type model. In order to optimize the oil production, hydraulic fracturing stimulation was chosen and became proven technique in this reservoir.

Further geomechanic study is required to support hydraulic fracturing jobs by providing a 3D model of pore pressure and fracture pressure. Several geo mechanics rock properties such as Pore pressure, Poisson's ratio and Young's Modulus, Fracture Pressure was calculated in wells and then propagate troughout NN fields. With 3D model, a robust recommendation on field development via hydraulic fracturing can be achieved and oil recovery will optimum."

"Simultaneous inversion is one of the seismic method which can be used to characterize reservoirs that may also serve as a rock source. In this research, the characterization of shale reservoir is done on the field TAF, in North Sumatra basin with Lower Baong formation as the target formation. A P impedance parameter on the simultaneous inversion method is used to identify the existence of fluids while S Impedance parameter is used to identify the lithology of the target zone. The analysis of the simultaneous inversion is done using partial angle stack method, that which consists of the near angle stack 1 19, the mid angle stack 19 36 and the far angle stack 36 53. The result of the analysis of the gas chromatography of the well data states that there are 2 layers of lithologies on the Baong Formation that which have the indications of hydrocarbon with each layer having the thickness of less than 5 meters. The result of the simultaneous inversion is obtained, with the value of P impedance ranging from 4000 8000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 1500 3000 m s gr cc and the value of density ranging from 2.2 2.5 g cc. These three values are assumed to correlate with the layer that is dominated by shale. The value of P impedance ranging from 8000 12000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 3000 5700 m s gr cc and the density value ranging from 2.5 2.75 g cc are also obtained that which are situated on the bottom of the Lower Baong formation near the top Belumai and are assumed to correlate with the other lithology that which is dominated by sandstone and carbonate. However, the result of the inversion of P Impedance and the Lambda Rho transformation, as well as the crossplot analysis of AI vs SI and the crossplot of LMR, has no indication of hydrocarbon fluids."

"Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi reservoar dan batuan induk untuk mengetahui persebaran distribusi reservoar formasi Talang-Akar cekungan Sumatera Selatan. Penelitian ini berdasarkan integrasi data geofisika, geologi dan petrofisika. Tujuan penelitian ini untuk mengetahui karakteristik reservoir dan batuan induk Lapangan studi, membedakan reservoir dan batuan induk dalam satu formasi yaitu formasi Talang Akar, serta mengetahui persebaran net pay lapisan reservoir dan batuan induk. Metode yang digunakan adalah integrasi geofisika, geologi dan petrofisika, yang meliputi interpretasi data seismik menggunakan peta struktur waktu dan kedalaman, inversi seismik post-stack, kecepatan interval, interpretasi geologi meliputi analisa sturktur dan sesar, dan pengolahan data petrofisika dengan menginterpretasi data log sumuran yang menembus Formasi Talangakar yang mengandung hidrokarbon minyak dan gas. Berdasarkan interpretasi seismik, didapat penarikan 4 horison, yaitu Top Lapisan I, Top Lapisan D, Top Lapisan A dan Top Lapisan BRF, yang kemudian dilakukan pemetaan bawah permukaan pada lapisan A dan I untuk mengetahui perkembangan struktur di Daerah Penelitian. Berdasarkan interpretasi geologi, pemerangkapan di Daerah Penelitian berupa struktur antiklin berarah baratdaya-timurlaut yang dibatasi oleh patahan normal pada bagian baratdaya dan tenggara struktur Daerah Penelitian. Berdasarkan analisa petrofisika, reservoir yang utama pada lapangan penelitian, adalah lapisan A dengan kedalaman 1375 m dan ketebalan antara 2 ndash; 8.3 meter. Sedangkan dengan menggunakan data validasi yaitu menggunakan data side wall core sumur TMB-11, lapisan yang berpotensi sebagai batuan induk berkisar 1512 m yang equivalen dengan lapisan I yang memiliki nilai net-pay atau ketebalan batuan pasir yaitu 1,98 meter. Sehingga dapat dilakukan pembedaan daerah penelitian bahwa terdapat satu reservoir yang utama yaitu lapisan A dan batuan induk I pada formasi Talang Akar.

---

Reservoir and source rock characterization has been performed to deliniate the reservoir distribution of Talang akar Formation South Sumatra Basin. This study is based on integrated geophysics, geology and petrophysical data.

The aims of study is to determine the characteristics of the reservoir and source rock, to differentiate reservoir and source rock in same Talang Akar formation, to find out the distribution of net pay reservoir and source rock layers.

The method of geophysical included seismic data interpretation using time and depth structures map, post stack inversion, interval velocity, geological interpretations included the analysis of structures and faults, and petrophysical processing is interpret data log wells that penetrating Talangakar formation containing hydrocarbons oil and gas.

Based on seismic interpretation, obtained of the four horizons, those are Top Layer I, Top Layer D, Top Layer A and Top Layer BRF, which then perform subsurface mapping on Layer A and Layer I to determine the development of structures in the Regional Research.

Based on the geological interpretation, trapping in the form of regional research is anticline structure on southwest northeast trending and bounded by normal faults on the southwest and southeast regional research structure.

Based on petrophysical analysis, the main reservoir in the field of research, is a layer 1,375 m of depth and a thickness 2 to 8.3 meters. While using data validation that used side wall core data of the well TMB 11, the layer as a potential source rock ranging of depth from 1,512 m which is equivalent to the layer I that has a net pay thickness of sand 1.98 meters. It can distinguish the main research areas of reservoirs and rock layers of A and layer I in Talang Akar formation."

"Metode seismik merupakan suatu metode geofisika yang hingga saat ini merupakan metode dipercaya dapat memberikan gambaran bawah permukaan dari suatu lapangan. Seismik inversi adalah salah satu dari banyak metode yang digunakan untuk karakterisasi reservoar. Dengan menggunakan inversi seismik simultan mampu mendapatkan jawaban yang lebih pasti dengan cara menganalisa impedansi P, impedansi S dan densitas. Lapangan X, pada zona dangkal merupakan zona produksi yang cukup menjanjikan. Sehingga, pengembangan pada zona ini cukup gencar. Namun, beberapa kali prediksi reservoar meleset dikarenakan lapisan coal yang melimpah. Sebelum melakukan analisa inversi seismik simultan, perlu diketahui terlebih dahulu hubungan sifat fisik batuan (Zp, Zs, VpVs, lamda-rho dan mhu-rho) dengan properti batuannya (densitas dan porositas). Studi kelayakan dilakukan dengan cara melakukan cross plot parameter fisik batuan untuk dapat mendefinisikan litologi dan fluida yang ada. Selanjutnya well-seismic tie dilakukan untuk mendapatkan korelasi dan koherensi antara data dari log sumur dengan data seismik. Interpretasi horison, struktur dan pembuatan model frekuensi rendah dilakukan untuk memahami keadaan geologi dari daerah penelitian. Pada akhirnya, inversi seismik simultan dapat dilakukan dengan tepat. Hasil dari analisa inversi seismik simultan adalah kisaran nilai Zp, Zs dan Dn untuk mengkarakterisasi reservoar. Selain itu, analisa mengenai LMR (lamda-mhurho) juga dilakukan untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Sehingga, persebaran reservoar pada daerah penelitian dapat diketahui.

---

Seismic is one of the methods in geophysics that until now still reliable for sub-surface imaging and interpretation of a field. Seismic inversion is one of the methods to characterize the reservoir. Using simultaneous seismic inversion, analyzing the P-impedance, S-impedance and density can be more convenient and certain.

X Field, especially in the shallow zone is a promising production zone. Hence, development in this zone is very incentive. Unfortunately, miss prediction sometimes happens due to coal layer that abundant. Relationship between rock physic (Zp, Zs, Vp/Vs, lamda-rho and mhu-rho) and rock property (density and porosity) must be understood prior to simultaneous seismic inversion analysis. Feasibility study was conducted by cross plotting among some parameters to define the lithology and fluids.

Well-seismic tie was conducted to have a good correlation and coherency between well-log data and seismic data. Horizon, structural interpretation and low frequency model were performed to have geological understanding of research area. The result of series steps previously then analyzed to have a good quality data. Eventually, the simultaneous seismic inversion can be performed in a proper way.

Result of the simultaneous seismic inversion analysis is a value of Zp, Zs and Dn for reservoir characterization. Moreover, LMR (lamda-mhu-rho) analysis can be performed to give more preferable result. Eventually, the distribution of gas-sand reservoir can be understood."

"Telah dilakukan studi inversi Simultan untuk karakterisasi reservoar batu pasir di formasi Lower Pematang. Parameter elastis yang dapat dihasilkan dari inversi Simultan diantaranya adalah impedansi P, impedansi S, dan Vp/Vs, Hasil uji sensitivitas pada data sumur menunjukkan bahwa Impedansi Akustik dan Vp/Vs dengan parameter utama Vcl, porositas dan saturasi air dapat memisahkan litologi dengan baik, akan tetapi tidak mampu memisahkan fluida karena separasi yang minim. Sehingga pada studi ini, mengacu pada parameter hasil uji sensitivitas, dilakukan inversi untuk memisahkan litologi dan pesebaran reservoir batupasir berdasarkan Impedansi Akustik AI dan Vp/Vs. Pasir yang berporositas tinggi memiliki nilai Vp/Vs lebih rendah dibandingkan dengan batupasir berporositas rendah. Pada reservoir target batu pasir berporos tinggi memiliki nilai Vp/Vs 1,4 ndash;1,8. Pada formasi Lower Pematang didapatkan nilai porositas berkisar diantara 10 sampai 18 . Nilai kuantitatif ini dapat dijadikan sebagai reservoar sand yang cukup baik yang tersebar juga di daerah sumur, sedangkan ke arah barat, nilai porositasnya semakin mengecil. Nilai porositas yang tinggi disekitar sumur didukung oleh nilai yang rendah untuk AI dan Vp/Vs.

---

Simultaneous inversion studies were performed to characterize the sandstone reservoir in the Lower Pematang formation. The elastic parameters that can be produced from Simultaneous inversion include P impedance, S impedance, and Vp Vs, results of a sensitivity test on the well data shows that Acoustic Impedance and Vp Vs with the main parameters of VCL, porosity and water saturation can separate the lithological well, but not able to separate the fluid due to minimal separation. So in this study, referring to the parameters of the sensitivity test results, an inversion is conducted to separate the lithology and the spread of the sandstone reservoir based on the Acoustic Impedance AI and Vp Vs. High porous sand has a lower Vp Vs value compared to low porous sandstones. The high porous sandstone target reservoir has a value of Vp Vs 1.4 to 1.8. In the formation of Lower Pematang obtained porosity value ranges between 10 to 18 . This quantitative value can be used as a reservoir sand are quite well spread also in the area of the well, while to the west, the value of porosity has narrowed. High porosity values around the well are supported by low values for AI and Vp Vs."

"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."

"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."