Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRACTMetode rock typing adalah suatu metode yang dapat digunakan untuk menentukan nilai permeabilitas batuan dan mengklasifikasikan tipe batuan menjadi beberapa kelompok berdasarkan kondisi batuan sebenarnya. Penelitian ini menggunakan beberapa metode rock typing, yaitu metode Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, dan Pore Geometry Structure PGS. Penelitian ini menggunakan tiga sumur yang memiliki data core sebagai sumur referensi untuk digunakan metode-metode tersebut. Tujuan utama adalah melakukan komparasi dan memilih metode terbaik dari keempat metode tersebut. Kemudian menggunakan hasil metode rock typing untuk membuat model klasifikasi dan diaplikasikan kedalam sumur target yang tidak memiliki data core. Untuk klasifikasi, penelitian ini menggunakan dan melakukan komparasi metode Na ve Bayes dan Random Forest. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa metode Lucia dan Na ve Bayes adalah metode rock typing dan classifier terbaik untuk penelitian ini. Kedua metode tersebut memiliki crossplot hubungan AI dan SI yang distribusinya terseparasi dengan baik berdasarkan kelas tipe batuannya. Sehingga untuk penelitian selanjutnya, hasil tersebut dapat digunakan dan diaplikasikan kedalam model seismik.

---

ABSTRACTRock typing is a method that can be used to determine permeability value of rocks and classify rock type in reservoir rocks into different units based on actual rocks conditions. This study uses several rock typing methods, that are Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, and Pore Geometry Structure PGS. This study uses three wells that have core data as reference wells for those methods. First objective is comparing those four methods and choose the best method for our study. Then, using the result of rock typing method to make a classification model and is applied into target wells that don rsquo t have core data. For classification, this study uses and compares Na ve Bayes and Random Forest method. The result shows Lucia and Na ve Bayes is the best rock typing and classifier method. Those methods able to have AI and SI crossplot which distributed separately well based on its rock type. So for future works, that results can be used and applied into seismic model."

"ABSTRAKDi daerah penelitian dan sekitarnya, reservoir karbonat pada Formasi Kujung adalah salah satu target eksplorasi. Salah satu syarat batuan karbonat sebagai reservoir yaitu harus mempunyai porositas dan permeabilitas yang baik agar mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Semakin besar angka porositas berarti pori-pori di dalam batuan tersebut semakin banyak, selain itu pori-pori yang saling terkoneksi akan meningkatkan permeabilitas batuan. Pengetahuan dan pemahaman mengenai porositas pada batuan karbonat dan penyebarannya sangat penting dalam eksplorasi. Pada penelitian ini dilakukan indentifikasi sebaran porositas Formasi Kujung I dengan metode penerapan aplikasi atribut pada data seismik 3D yang meliputi inversi, ant-track serta spectral decomposition. Berdasarkan penerapan atribut seismik tersebut, disimpulkan bahwa pada zona target porositas berkembang baik, selain itu ditemukan adanya fenomena low frequency shadow zone yang dapat digunakan sebagai indikator hidrokarbon pada zona target tersebut. Dengan adanya dua parameter yaitu porositas serta indikator hidrokarbon, pada penelitian ini dapat disimpulkan bahwa zona target sangat potensial sebagai reservoar yang mengandung hidrokarbon dan dapat dikembangkan sebagai target eksplorasi.

---

ABSTRACTStudy area and its surroundings, carbonate reservoir of Kujung Formation is one of the exploration target. The requirements of carbonate rock as a reservoir is must have a good porosity and permeability. Higher number of porosity it is mean there are lot of the pores in the rock, and also interconnected lot of pores will be increased permeability. So the carbonate rock with good porosity and permeability will be able to store and flow hydrocarbons. Knowledge and understanding of porosity in carbonate rocks and the distribution is very important in exploration. In this research, the identification of the distribution of porosity Kujung I Formation is using seismic attribute method. The seismic attribute application on the 3D seismic data covering the inversion, ant track as well as the spectral decomposition. The final result of applied seismic attributes, concluded that the porosity of the target zone is well developed. The study also found the phenomenon of low frequency shadow in the target zone that could be as an indicator of hydrocarbons. With two parameters, porosity and hydrocarbon indicators, the study summarized that the target zone is a potential reservoir with hydrocarbons possibility and could be developed as an exploration target."

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu upaya efektif yang dapat dilakukan untuk perhitungan cadangan hidrokarbon dan digunakan dalam melakukan reservoir pada penggunaan lebih lanjut. Dengan menggunakan data core dapat menggambarkan keadaan sumur berdasaarkan keadaan sesungguhnya. Namun, tidak semua sumur memiliki data core dan tantangan lain dalam karakterisasi reservoir adalah parameter permeabilitas tidak selalu menjukkan hubungan linier dengan porositas. Sehingga perlu dilakukannya pendekatan metode guna mendapatkan estimasi permeabilitas. Pada studi ini dilakukan klasifikasi batuan berdasarkan karakteristik petrofisika yang didapat dari data dan RCAL dengan pendekatan metode rock typing Winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), dan Pittman. Pada penelitian ini terdapat 3 sumur, dilakukan perhitungan parameter petrofika dan dilakukan perhitungan prediksi permeabilitas pada masing-masing sumur. Dengan menggunakan Sumur K-2 yang dijadikan sebagai sumur referensi, dilakukan komparasi metode. Hasil komparasi metode terbaik kemudian dipilih untuk dilakukan propagasi pada sumur lainnya. Propagasi rock type yang dilakukan pada tiap sumur menggunakan pendekatan MRGC. Hasilnya, dengan menggunakan metode Winland, HFU, dan Pittman didapatkan nilai koefisien determinasi permeabilitas core dan estimasi permeabilitas beruturut-turut adalah 0,5865 untuk metode Winland, 0.8852 untuk metode HFU, dan 0,3031 untuk metode Pittman. Reservoir characterization is an effective process to get a calculation of hydrocarbon reserves and to conduct modeling reservoir for further use. Well core data can provide information based on actual well conditions. RCAL data is a core data which consists of porosity and permability parameters. However, not all wells have core data. Another challenge in the reservoir characterization is permeability cant be determined just by a classical plot with porosity. Rock typing is a method that can be used to classify rock type in reservoir rocks into different units and determine permeability value of rocks. The aims of this study are to present petrophysical parameters and the result of a comparison from the application of some rock typing methods in Carbonate Reservoir Kais Formation, field A. In this study conducts rock classification based on petrophysical characteristics obtained from wireline log data and core porosity and core permeability data with Winland, Hydraulic Flow Unit, and Pittman rock typing methods. This study uses 3 wells, to get calculation petrophysical parameters and permeability prediction on each well. Well K-2 established as a reference well is used to choose the best rock typing method from comparison. The best method to be applied to reference well is used for propagation in other wells. Propagation rock type performed on each well using MRGC (Multi Resolution Graph Clustering) approach. The result shows the coefficient of determination (R2) core permeability and permeability estimates respectively Winland, HFU, and Pittman methods were 0.5865 for the Winland method, 0.8852 for the HFU method, and 0.3031 for the Pittman method."

"Saat ini, sekitar 40% produksi hidrokarbon dunia berasal dari reservoir karbonat. Berbeda dengan reservoir silisiklastik, reservoir karbonat memiliki karakteristik dengan tingkat heterogenitas lebih tinggi. Rock typing adalah metode klasifikasi batuan reservoir berdasarkan karakteristik spesifiknya kedalam satuan berbeda. Tujuan dari identifikasi rock type ini adalah menyederhanakan karakterisasi yang disebabkan oleh heterogenitas batuan reservoir. Identifikasi rock type pada tugas akhir ini menggunakan metode FZI, Winland-R35, dan Lucia. Metode ini dapat digunakan pula untuk memprediksi nilai permeabilitas pada uncored interval. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah RCAL dan wireline log. Pengolahan data menggunakan perangkat lunak Interactive Petrophysics, dan Microsoft Excel. Berdasarkan hasil identifikasi, rock type atau flow unit berdasarkan metode FZI dibagi menjadi enam flow unit, berdasarkan metode winland-R35 dibagi menjadi empat tipe pore throat dengan sembilan flow unit, dan berdasarkan identifikasi klasifikasi lucia, kelas petrofisika dibagi kedalam kelas dua dan kelas tiga. Pada interval rock type yang tidak memiliki data core diprediksi menggunakan artificial neural network. Input porositas pada prediksi permeabilitas terdiri dari porositas sonik dan total (terkoreksi serpih). Prediksi permeabilitas paling baik ditemukan menggunakan metode FZI, dengan input porositas total.

---

Currently, about 40% of the world's hydrocarbon production comes from carbonate reservoirs. In contrast to siliciclastic reservoirs, carbonate reservoirs have characteristics with a higher degree of heterogeneity. Rock typing is a method of classification of reservoir rocks based on their specific characteristics into different units. The purpose of this rock type is to simplify the characterization caused by the heterogeneity of reservoir rocks. Rock type identification in this final project uses the FZI, Winland-R35, and Lucia methods. This method can also be used to predict permeability value at the uncored interval. The data used in this study were RCAL and wireline logs. Data processing using Interactive Petrophysics, and Microsoft Excel software. Based on the identification, rock type or flow unit from FZI method is divided into six, winland-R35 method flow unit is divided into four types of pore throat with nine flow units, and based on identification of lucia classification, the petrophysics class is divided into second and third class. Rock type of uncored interval is predicted using an artificial neural network. Porosity input in permeability prediction are using sonic and effective porosity (shale corrected). The best prediction of permeability was found using FZI method with effective porosity input"

"Keberadaan minyak dan gas bumi di daerah penelitian telah dibuktikan oleh empat (4) sumur yang dibor pada CD Karbonat Formasi Ngimbang. Rata-rata ketebalan karbonat berkisar antara 60 - 140 meter dengan kemampuan aliran sumur terbukti sangat bagus, dicerminkan dengan hasil tes sumuran (DST). CD Karbonat dibagi enam (6) zona aliran dengan ketebalan tiap zona berkisar antara 4 - 40 meter. Tiap zona dipisahkan oleh shale yang tipis atau pun karbonat yang ketat.Analisa detil core termasuk porositas, permeabilitas dan fasies dilakukan pada dua sumur. Hasil analisa menunjukan tidak terdapat hubungan antara lithofasies dengan porositas dan permeabilitas, sehingga pemodelan geologi berdasarkan pengelompokan lithofasies dari data core sulit untuk dilakukan.Kemudian pemodelan geologi dilakukan dengan melakukan perhitungan rock type secara petrofisika menggunakan persamaan Windland R35 dengan menggabungakan informasi yang diperoleh dari data core. Ketebalan zonasi reservoar berada di bawah resolusi seismik, sehingga analisa post stack 3d seismik yaitu analisa impedansi akustik tidak bisa membedakan zona-zona reservoar yang diidentifikasi dari sumur. Dalam tesis ini, data seismik hanya digunakan untuk pemetaan struktur dan tren karakter reservoar secara kualitatif untuk interval CD Karbonat secara keseluruhan. Untuk memetakan flow unit dari masing masing zona reservoar dalam model geologi, akan dilakukan secara statistik.

---

The presences of oil and gas in the North East Java Sea Basin, North of Madura Island, Indonesia, have been proven by four (4) wells drilled into the Early Oligocene CD Carbonate of the Ngimbang Formation. This formation was deposited within carbonate platform setting. The average gross thickness of carbonate ranges between 60 - 143 meters with very good deliverability of 450 – 4,449 BOPD recorded from DST’s. The reservoir comprises of six (6) zones with thickness of each zone ranges between 4 - 40 meters. Each zone is separated by either thin shale or tight carbonate. Reservoir rock types identification is an essential component in the reservoir characterization process. Rock typing together with acoustic impedance analysis from post stack 3D seismic data was carried out on carbonate reservoir. The results of the analysis were used as input for the geological model. Detailed core analysis data covering core porosity, core permeability, and core lithofacies were done on Salemba-B and Salemba-C wells. The data from both wells then used for rock typing calibration for other wells which do not have any conventional core data i.e. Cibubur-A and Salemba-A wells. Facies analysis from the core showed that no clear relation between core lithfacies with the poro-perm. Therefore the lithofacies based geological model from core was dificult to be performed. Rock type identification was calculated using Windland R35 equation which has been calibrated with core data. The productive zones were dificult to differentiate using accoustic impedance analysis due to the thickness of reservoar zonation is less than seismic resolution. Seismic data was only used to map the structure and qualitative gross reservoir charateristic. The geostatistical method was used to distribute the productive zone laterally identified from petrophysical analysis. The geological model produced was used to delineate the productive zones for field development. "

"ABSTRAKKemampuan produksi sebuah sumur dapat dinilai dari parameter porositas dan permeabilitas dari reservoirnya . Untuk memperoleh nilai porositas dan permeabilitas pada sebuah sumur umumnya akan dilakukan logging dan coring dengan biaya yang tinggi. Pada penelitian ini penulis akan mengatasi masalah tersebut dengan mencoba untuk memperoleh data porositas dan permeabilitas pada sumur target menggunakan rock typing metode Lucia yang akan diintegrasikan dengan salah satu metode geostatistik yaitu Naive Bayes classifier. Metode rock typing Lucia akan membagi batuan reservoir pada sumur acuan menjadi beberapa kelas berdasar korelasi porositas dan permeabilitasnya, kemudian metode kalsifikasi Naive Bayes akan mengkorelasikan kelas tersebut dengan nilai Vp dan Vs beserta turunannya. Dengan pengintegrasian ini diperoleh trend yang menunjukan korelasi yang baik antara nilai Vp dan Vs dengan kelas batuan yang mewakili nilai porositas dan permeabilitas. Oleh karena itu nilai porositas dan permeabilitas dapat diperoleh dengan mengklasifikasikan nilai Vp dan Vs maupun turunanya pada sumur target menggunakan klasifikasi Naive Bayes. Setelah memperoleh nilai porositas dan permeabilitas pada sumur target, maka analisis produksi dapat dilakukan dengan melihat tipe batuan zona prospek sumur acuan. Selain memperoleh analisa potensi produksi sumur target, penulis juga dapat melihat kerusakan dan merekomendasikan penyemenan dengan menganalisa porositas dan permeabilitas.

---

ABSTRAKThe production capability of a well can be evaluated by measuring the porosity and permeability parameters of the reservoir. To obtain the porosity and permeability values in a well usually in industrial is using coring method. Both method are requiring high cost instrumentation. In this study the authors will solve that problem by trying to obtain the porosity and permeability data on the target well without coring using the Lucia method rock typing which will be integrated with one of the geostatistics method that is Naive Bayes classifier. Lucia 39 s rock typing method will divide the reservoir rocks from reference well into several classes based on the porosity and permeability value by the particle size of the rock, then the Naive Bayes classification method will correlate the classes with Vp and Vs and also with their derivatives . With this integration we get a trend that shows a good correlation between Vp and Vs with rock classes representing porosity and permeability values of the reservoir rock in target well. Therefore, porosity and permeability values can be obtained with Vp and Vs and also with their derivative of target wells with the Naive Bayes classification method. After obtaining the porosity and permeability values in the target well, the production analysis can be done by looking at the rock type of the prospect zone of the reference well. In addition to obtaining an analysis of the production potential of the target well, the authors can also look at the damage and recommend cementing by analyzing porosity and permeability. "

"Telah dilakukan penelitian pada reservoar karbonat di Blok "D" yang terletak pada cekungan Jawa Timur Utara. Dalam penelitian ini, inversi seismik Extended Elastic Impedance (EEI) digunakan untuk memprediksi adanya reservoar gas dari posisi sumur ke sepanjang lintasan daerah survei seismik. Parameter yang digunakan adalah Lamda Mu Rho yang sensitif terhadap litologi maupun fluida dalam formasi. Pada sudut tertentu diperoleh nilai korelasi yang tinggi antara log target dengan log EEI yang merupakan best chi angle yang digunakan dalam membuat volum seismik scaled reflectivity. Korelasi log EEI dengan log LMR cukup besar dengan nilai sudut sebesar 10º (r=0.984725944623461) untuk parameter Lamda Rho, sedangkan parameter Mu Rho diperoleh nilai sudut sebesar -45º (r=0.991512244355567). Post stack inversi seismik sparse spike digunakan terhadap volum scaled reflectivity. Kemudian hasil inversi EEI digunakan untuk mendapatkan volum 2D yang digunakan untuk mengkarakterisasi adanya kandungan hidrokarbon di formasi secara vertikal. Hasil menunjukkan bahwa indikasi adanya reservoar karbonat di kedalaman 8400-8700 ft (1080-1170 ms) terdapat pada formasi Ngimbang yang berada pada nilai Mu-Rho berkisar 66-90 (Gpa*(gr/cc)). Sedangkan adanya kandungan gas dalam batuan karbonat diindikasikan dengan nilai Lamda-Rho berkisar 90-100 (Gpa*(gr/cc)).

---

A study of characterization of carbonate reservoir has been done in Block "D" locatd at North East Java basin. In this study, Extended Elastic Impedance (EEI) seismic inversion is used to predict the existence of the gas reservoir wells to the position along the trajectory of the seismic survey area. The parameters used are Lamda Mu Rho sensitive to lithology and fluid in the formation. At a certain angle obtained high correlation between target log and EEI log that best chi angle which is used to make scaled reflectivity seismic cube. Correlation EEI log with target log is good enough at a value of angle 10º (r = 0.984725944623461) for Lambda Rho parameters, while the Mu Rho parameter obtained the value of angle ?45º (r = 0.991512244355567). Post Stack Sparse Spike Seismic Inversion is applied to scaled reflectivity seismic cube. Then EEI inversion results are used to obtain a 2D volume that is used to characterize the the presence of hydrocarbons at formation vertically. The results showed that the indications contained in the carbonate reservoir in depth 8400-8700 ft (1080-1170 ms) on Ngimbang formation which is at a value of Mu-Rho ranging from 66-90 (GPa * (g / cc)). While the gas content in carbonate rocks is indicated by a value of Lamda-Rho at the range 90-100 (GPa * (g / cc))."

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu tahap penting dalam eksplorasi hidrokarbon agar dapat menentukan reservoir yang baik berdasarkan karakteristik litologi dan kandungan fluida di reservoir. Penelitian ini dilakukan di Lapangan “R”, Cekungan Jawa Timur Utara dengan menggunakan metode inversi simultan. Berdasarkan hasil inversi simultan diketahui bahwa zona reservoir di area penelitian tersusun atas litologi karbonat dengan nilai impedansi-P 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, impedansi-S 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, dan densitas 2. g/cc – 2.39 g/cc. Hasil tersebut ditransformasikan menjadi parameter elastis batuan, yaitu Parameter Lame yang terdiri atas Lambda-Rho dan Mu-Rho. Transformasi Lambda-Mu-Rho berhasil mengidentifikasi reservoir karbonat yang berpotensi mengandung hidrokarbon dengan nilai rigiditas tinggi sebesar 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc dan inkompresibilitas rendah sebesar 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc yang diinterpretasikan sebagai gas. Integrasi analisis dari parameter impedansi-P, impedansi-S, densitas, Lambda-Rho, dan Mu-Rho menunjukkan bahwa persebaran batuan karbonat yang tersaturasi gas memiliki orientasi timur laut – barat daya.

---

Reservoir characterization is one of the most crucial stages in hydrocarbon exploration to determine good reservoirs based on their lithology and fluid content. This research was conducted at the “R” Field, North East Java Basin using the simultaneous seismic inversion method. The results show that the reservoir zone in the research area consists of carbonate rocks with P-impedance values of 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, S-impedance of 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, and density of 2.25 g/cc – 2.55 g/cc. These results were transformed into rock elastic parameters, namely Lame Parameters consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Lambda Mu Rho Transformation has successfully identified carbonate reservoirs that potentially contain hydrocarbons with high rigidity values of 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc and low incompressibility of 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc interpreted as gas. Integration analysis of P-impedance, S-impedance, density, Lambda-Rho, and Mu-Rho parameters shows that the distribution of gas-saturated carbonate rocks has a northeast – southwest orientation."

"Permasalahan yang muncul dalam mengkaraterisasi reservoar karbonat adalah heterogenitas dari sifat fisis porositas batuan. Karakterisasi batuan menjadi sulit karena estimasi kecepatan gelombang shear (Vs) yang digunakan cenderung kepada tipe pori dominan. Ada tiga jenis tipe pori utama di dalam geofisika yaitu interparticle (reference pores), stiff pores, dan cracks. Semua jenis tipe pori tersebut secara umum dapat ditemukan pada reservoar karbonat dengan demikian sehingga reservoar karbonat menjadi kompleks. Di tugas akhir ini, kami melakukan penelitian terhadap tipe pori yang ada pada reservoir karbonat di Jawa Timur, dengan menggunakan template rock physics menggunakan metode Self-Consistent untuk menganalisis pengaruh tipe pori pada sifat elastisitas batuan. Berdasarkan hal ini, jumlah volume fraction dari tipe pori yang beragam dapat diestimasi menggunakan data log porositas - bulk dan kecepatan gelombang pressure dari data sumur. Data - data tersebut dapat akan digunakan sebagai input untuk melakukan inversi tipe pori. Hasil dari inversi tipe pori dapat digunakan untuk mengidentifikasi tipe pori dan persentase pada masing - masing titik pengamatan dari zona target dalam bentuk log tipe pori. Variasi nilai persentase dan jenis tipe pori ditampillkan di data hasil. Data hasil ini membuktikan bahwa adanya kompleksitas tipe pori reservoar karbonat di Jawa Timur. Kompleksitas tipe pori dapat digunakan untuk membuat prediksi kecepatan gelombang shear (Vs.

---

The problem that occurs in characterizing carbonate reservoir is the heterogeneity from physical properties of rocks porosity. Rocks characterization becomes difficult because the estimation of shear wave which has been used tend to dominant pore types. There are three types of main pores in geophysics which are interparticle (reference pores), stiff pores, and microcracks. All that pore types generally can be found in reservoir carbonate thus caused the reservoir becomes complicated. In this thesis, we do the research on the type of existing pores in East Java carbonat reservoir using rock physics template with Self-Consistent Methode to be able to analyze influence of the type of pores on the elastic properties rocks. Based on this, the number of the volume fraction of the various pore types can be estimated using log data of bulk porosity and P - wave velocity from well data. Those data will be used as input to perform pore - type inversion. The result of pore types inversion that has been carried out to identify types of pores and percentage at each point of observation of the target zone in form of a pore types log. Variations in the value of percentage and kind of pore types are shown in the result data. This data is proving that the type of pore heterogenity in East Java carbonat reservoir from sample to sample. Pore types log data can be used to predict shear wave velocity"

"Batuan karbonat merupakan salah satu batuan induk utama untuk reservoir hidrokarbon. Batuan ini merupakan batuan yang sangat berbeda dengan batuan silisiklastik. Perbedaan terhadap keduanya disebabkan oleh proses diagenesa dan lingkungan pengendapan batuan karbonat yang lebih rumit dibandingkan batuan silisiklastik. Salah satu perbedaan diantara keduanya terletak pada tingginya variasi tipe pori pada batuan karbonat. Besarnya pengaruh tipe pori pada batuan karbonat menyebabkan tidak semua perlakuan yang dapat diaplikasikan pada batuan silisiklastik dapat diaplikasikan dengan baik pada batuan karbonat. Salah satu pendekatan yang dapat dilakukan adalah pemodelan secara teoritis. Untuk melakukan pemodelan batuan, diperlukan metode untuk memberikan inklusi pada model. Metode inklusi yang umum digunakan adalah metode Kuster-Toksoz (KT) dan metode Differential Effective Medium (DEM). Baik metode KT maupun DEM sama-sama menghasilkan modulus elastik efektif model batuan. Dalam penelitian ini kedua metode inklusi tersebut akan dibandingkan untuk mengetahui persamaan dan perbedaan keduanya, seberapa aplikatif kedua metode ini pada reservoir karbonat dan bagaimana hasil estimasi kecepatan gelombang shear (Vs) serta penentuan tipe pori dari kedua metode.

---

Carbonate rocks is one of the main host rock for hydrocarbon reservoir. This rock is significantly different from siliciclastic rocks. One of the difference lies on the wide variation of the pores type in carbonate rocks. Due to strong influence from pore types in carbonate rock, not all treatments that can be well applied in sillisiclastic rock can also be applied in carbonate rock. One approach that can be done is the theoretical modeling. To perform rock modeling, it is necessary to provide a method of inclusion in the model. The common inclusion method used is the Kuster-Toksoz and Differential Effective Medium (DEM) method. In this study, both inclusion methods will be compared to determine their similarities and differences, how applicable these two methods in carbonate reservoirs and how both of it generates shear wave velocity estimation and pore type determination."