Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Seismik anisotrop didefinisikan sebagai kebergantungan kecepatan seismik terhadap arah penjalaran gelombang di bawah permukaan tanah. Sifat anisotrop dalam batuan dapat muncul akibat beberapa faktor seperti struktur geologi dan jenis litologi. Fenomena hockey stick adalah efek dari medium anisotrop yang sering muncul pada offset jauh. Pengetahuan mengenai efek anisotrop menjadi hal yang penting dalam pengolahan dan intepretasi data seismik. Proses NMO dengan menggunakan metode waktu tempuh hiperbolik pada medium anisotrop akan memperlihatkan fenomena hockey stick pada far offset. Biasanya fenomena tersebut akan di muting pada pengolahan data seismik dengan pendekatan model bumi isotrop. Hal ini mengakibatkan adanya informasi litologi yang hilang. Oleh karena itu, penelitian ini dilakukan menggunakan pendekatan anisotrop untuk mereduksi nilai residual moveout pada data yang memiliki offset panjang. Dari hasil penelitian ini didapatkan bahwa metode waktu tempuh non-hiperbolik Alkhalifah lebih baik dalam melakukan koreksi NMO untuk medium anisotrop dengan offset yang panjang dibandingkan dengan metode waktu tempuh hiperbolik. Selain itu, metode waktu tempuh Alkhalifah juga dapat mengestimasi litologi suatu reservoir. Nilai parameter anisotrop ? dari persamaan tersebut memiliki pola yang sama dengan log gamma ray. Pada reservoir didapatkan nilai ? sand bernilai negative dan shale positif.

---

Seismic anisotropy is defined as the dependence of seismic velocity against the direction of wave propagation below the earth surface. The anisotropic properties in rocks arise due to the several factors, such as geological structures and the type of lithology. Hockey stick phenomenon is the result of anisotropic medium that often appears on the far offset. Knowledge of the anisotropic effect becomes important in processing and interpretation of seismic data.

The NMO correction by using the hyperbolic travel time on the anisotropic medium can show hockey stick phenomenon on the far offset. Usually the phenomenon will be muting on the seismic data processing with isotropic earth model approach. It will result in missing some of the lithologic information. Therefore, this research was conducted using anisotropic approach to reducing residual moveout for data which has a very long offset.

The results of this research showed that the Alkhalifah method of non hyperbolic travel time was better in the NMO correction for anisotropy medium with a long offset compared to the method of hyperbolic travel time. In addition, Alkhalifah method can also estimate the lithology of a reservoir. The value of anisotropic parameter from the equation itself has the same pattern as the gamma ray log. In reservoir, the sand has negative value and shale has positif value."

"Dalam dunia eksplorasi, analisis AVO digunakan untuk mengetahui keberadaan gas pada suatu zona target eksplorasi minyak dan gas bumi. Analisis tersebut didukung dengan inversi simultan dalam mengidentifikasi fluida dan litologi reservoir. Kedua analisis tersebut diterapkan pada penelitian ini dimana wilayah penelitian ini terletak pada lapangan R - Jambi Formasi Gumai dengan dominasi batu pasir dan batu lempung. Hasil analisis AVO ditemukan anomali AVO kelas IIP pada sumur A yang berada pada time 700-730 ms dan anomali AVO kelas III pada sumur C yang berada pada time 800-830 ms. Dari inversi simultan didapatkan atribut angle stack, impedansi akustik, impedansi elastis dan densitas, yang menunjukkan respon amplitudo yang berbeda pada setiap atribut di lapisan. Analisis inversi simultan dilakukan pada partial angle stack, yaitu near angle stack (3° - 15°), mid angle stack (15° - 27°), dan far angle stack (27° - 39°). Inversi simultan dilakukan untuk identifikasi reservoar batupasir menggunakan parameter impedansi S dengan range nilai (4500 - 5000 m/s) dan densitas dengan range nilai (2.0 - 2.5 g/cc). Sedangkan, parameter impedansi P dengan range nilai (8500-9000 m/s) dan VpVs ratio dengan range nilai (1,67 - 1,86 unitless) digunakan untuk identifikasi fluida dan litologi reservoir. Besar nilai VpVs ratio yang rendah menunjukkan bahwa pada zona target eksplorasi terdapat gas.

---

In the world of exploration, AVO analysis is applied to determine the presence of gas in a target zone of oil and gas exploration. The analysis is supported by simultaneous inversion in identifying fluid and lithology of the reservoir. Both of the analysis are applied in this study to identify the bright-spot as an indication of sandstone reservoir which is contained gases. This field of study lies on the field of R - Jambi Gumai formation with domination of sandstone and shale.

AVO analysis results found AVO anomaly class of IIP at well A which is located on 700-730 ms and AVO anomaly class of III at well C which is located on 800-830 ms. From simultaneous inversion, it is obtained angle stack attributes, acoustic impedance, elastic impedance and density, which shows the different of amplitude response on each attribute in a layer. Simultaneous inversion are performed on partial angle stack, which are near angle stack (3° - 15°), mid angle stack (15° - 27°), and far angle stack (27° - 39°).

Simultaneous Inversion is performed to identify the sandstone reservoir using S Impedance parameter with value of (4500 - 5000 m/s) and density value of (2.0 - 2.5 g/cc). Meanwhile, PImpedance parameter with value of (8500-9000 m/s) and VpVs ratio with range value of (1.67 - 1.86 unitless) are performed for the identification of reservoir fluid and lithology. Low value of VpVs ratio indicate gases on the exploration target zone."

"ABSTRACTSeismik anisotrop dinyatakan sebagai ketergantungan kecepatan seismik terhadap arah penjalaran gelombang dalam batuan. Sifat medium anisotrop ini mempengaruhi data seismik pre-stack yang terdiri dari near offset, mid offset dan far offset pada saat dilakukan proses koreksi NMO. Koreksi NMO normal moveout pada prinsipnya menggunakan pendekatan persamaan waktu tempuh medium isotrop dimana fenomena seismik sering mengalami permasalahan pada far offset-nya dikarenakan mediumnya bersifat anisotrop. Permasalahan yang ditimbulkan berupa munculnya efek hockey stick. Adapun tujuan pada penelitian ini untuk mengetahui residual terbaik pada variasi metode waktu tempuh Fomel dan Stovas, Alkhalifah dan konvensional Hiperbolik. Pada penelitian ini digunakan analisis Semblance dengan variasi metode waktu tempuh Fomel dan Stovas, Alkhalifah dan konvensional hiperbolik untuk mendapatkan nilai VNMO dan anisotrop. Pada perolehan nilai VNMO dan anisotrop ? untuk masing-masing variasi metode waktu tempuh, diperoleh masing-masing nilai residual dan ketiganya dikomparasi. Dari hasil penelitian ini didapatkan bahwa metode waktu tempuh non-hiperbolik Fomel dan Stovas lebih baik dalam mereduksi residual NMO dibandingkan dengan metode waktu tempuh non-hiperbolik Alkhalifah dan Hiperbolik. Hal tersebut ditunjukan oleh nilai residual yang kecil. Nilai residual terkecil berpengaruh untuk menghilangkan efek yang ditimbulkan oleh medium anisotrop berupa hocky stick.

---

ABSTRACTSeismic anisotropy is defined as velocity dependent upon diection of wave propagation in rocks. The characteristic of this anisotropic medium affected the seismic pre stack which was consisted of near offset, mid offset, and far offset when the correction of NMO process was being conducted. The NMO correction normal moveout principally used the isotropic medium approach where the seismic event often encountered problems in its far offset which was caused because the medium was anisotropic. The problem itself was the appearance of hockey stick and NMO stretching. The purpose of this research is to understand the best residual value in Fomel and Stovas, Alkhalifah, and conventional hyperbolic methods of variation of travel time. In this research, the Semblance analysis was used alongside with Fomel and Stovas, Alkhalifah, and conventional hyperbolic methods of variation of travel time to obtain value of VNMO and anisotropy. In the acquisition of values of VNMO and anisotropy, each of the residual values was obtained and each were compared. From the result of this research, it was found that non hyperbolic Fomel and Stovas method of travel time was better in reducing residual NMO as indicated by the small residual value compared with Alkhalifa and conventional hyperbolic methods of travel time. The smallest residual contributed to eliminate the effect which was caused by anisotropy medium like hocky stick effect. "

"ABSTRAKStudi yang dilakukan dalam penelitian ini untuk menganalisis multiatribut dari data seismik dan data log dalam mengidentifikasi litologi bawah permukaan, terutama dalam mengidentifikasi penyebaran sourcerockpada suatu daerah target tertentu. Metode multiatribut dalam penelitian ini dilakukan untuk memprediksi log vshaleyang diturunkan dari log resisitivity. Untuk mendapatkan gambaran distribusi sifat fisik batuan di bawah permukaan, maka hubungan antara data log dengan data seismik dapat membantu menghasilkan volume sebaran sifat fisik batuan yang tadinya hanya didapat dari tempat yang memiliki data log hingga menjadi sebaran pada seluruh area yang terdapat data seismik. Kemampuan neural network untuk mengenali pola dan menemukan hubungan non linear antara data seismik, data multiatribut dan sifat fisik batuan dari data log dimanfaatkan untuk mendapatkan sebaran sifat fisik batuan pada volume seismik dengan mengacu pada data log. Aplikasi geostatistik digunakan untuk mendapatkan model distribusi spasial di mana hasil dari prediksi volume shale dipakai sebagai data sekunder sedangkan data dari lubang sumur digunakan sebagai data primer, sehingga diharapkan mendapatkan kemenerusan secara lateral.

---

ABSTRACTThe Study conducted in this research to analyze the multi attributes of seismic data and log data in identifying subsurface lithology, especially in identifying sourcerock deployment in a given target area. Multi attributes method in this research is done to predict log vshale derived from log resistivity. To obtain a description of the distribution of the physical properties of rocks below the surface, the relationship between log data and seismic data can help to generate volume distribution of physical properties of rocks that were only obtained from places that have log data to be distributed in all areas of seismic data. The ability of neural networks to recognize patterns and find nonlinear relationships between multi attribute data seismic data and the physical properties of rocks from log data are utilized to obtain the distribution of physical properties of rocks at seismic volumes with reference to log data. The geostatistical application is used to obtain spatial distribution model where the result of the shale volume prediction is used as secondary data while the data from the wellbore is used as the primary data, so it is expected to obtain lateral generation."

"Emisi CO2 yang tinggi dari sektor minyak dan gas menjadi salah satu perhatian masyarakat global maupun pemerintah Indonesia. Salah satu cara yang dapat diterapkan untuk mengurangi emisi CO2 adalah dengan penerapan Carbon Capture and Storage (CCS). Kegiatan CCS adalah penangkapan emisi CO2 yang dihasilkan oleh industri dan disimpan kembali ke bawah permukaan. Dari beberapa lokasi yang dapat digunakan untuk penyimpanan karbon, reservoir minyak dan gas yang telah lama beroperasi dapat digunakan.Lapangan “IN” yang berada di Cekungan Asri, Sumatera Tenggara telah berproduksi selama lebih dari 50 tahun dikatakan merupakan kandidat yang cocok untuk dilakukan penelitian lebih lanjut sebagai lokasi penerapan CCS. Dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan geofisika dari data seismik dan data sumur untuk mengidentifikasi litologi, porositas, dan struktur yang ada untuk mencari rekomendasi lokasi sumur injeksi dan penyimpanan karbon. Inversi simultan dilakukan untuk mengkarakterisasi litologi dengan lebih baik dengan menghasilkan tiga parameter sekaligus secara simultan, yakni impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas. Dari hasil inversi simultan ini, digunakan hasil inversi parameter Mu-Rho yang berasal dari impedansi shear dan Poisson’s Ratio yang berasal dari rasio VpVs. Hasil yang diperoleh adalah keterdapatan litologi batu pasir, batu bara, shale, dan shaleous carbonate. Hasil inversi juga digunakan kembali untuk mengestimasi persebaran porositas dengan nilai 0,025 – 0,275. Setelah itu, hasil analisis litologi, porositas, dimodelkan dalam model struktur geologi untuk mengidentifikasi keberadaan struktur. Disimpulkan bahwa lokasi rekomendasi penerapan CCS yang ideal adalah pada satu sumur produksi yang berada di bagian tengah – utara daerah penelitian.

---

High CO2 emission from oil and gas industry took global and even Indonesia’s Government attention. One of the solutions to decrease CO2 emission is by applying Carbon Capture and Storage (CCS). At CCS, the produced CO2 from industrial activity would be captured and stored to the subsurface. Among all of the ideal location to store the carbon, the depleted oil and gas reservoir could be used.

“IN” field, which located on Asri Basin, Southeast Sumatera, has been producing oil for more than 50 years. This field is quite fit to be done any research for CCS location candidate. In this research, the geophysical approach from seismic and well data is used to identify lithology, porosity, and structure to give location recommendation for carbon storage. Simultaneous inversion has been done to characterize lithology better by gives three parameters simultaneously, those are acoustic impedance, shear impedance, and density. From the inversion results, the Mu-Rho parameter from shear impedance and Poisson’s Ratio from VpVs Ratio are used. The use of these parameters is the distinguish of coal, sandstone, shale, and shaleous carbonate lithologies. The inversion results also used for porosity distribution estimation that shows value range of 0,025 – 0,275. In conclusion, the ideal location recommendation for CCS application is at one production wells located at the middle – northern area of interest."

"Area geothermal Hayati merupakan daerah prospek yang terbentuk karena aktivitas tektonik dan vulkanik. Secara stratigrafi memiliki formasi batuan vulkanik yang terbentuk pada zaman kuarter di bagian atasnya, dan formasi sedimen terbentuk pada zaman pra- Tertier di bagian bawahnya. Sistem geothermal ini ditunjukkan dengan adanya upflow di bagian tengah yang diindikasikan oleh manifestasi fumarol, serta fluida yang mengalir membentuk outflow ke tenggara dengan ditemukannya hot springs di daerah tersebut. Data MT menunjukkan adanya lapisan clay cap yang membentuk up-dome shape dan data gravity membentuk kaldera. Untuk mengetahui karakteristik reservoir, letak dan besar energi heat source, serta hidrogeologi maka diperlukan pemodelan dan simulasi reservoir dengan menggunakan simulator TOUGH2. Parameter yang digunakan berdasarkan data geoiisika, geologi, geokimia dan data sumur yang meliputi batas sistem yang dimodelkan, permeabilitas, porositas, densitas batuan serta kapasitas panas spesifik.Hasil model simulasi merupakan kondisi natural state yang dicapai ketika data temperatur sumur dan hasil simulasi sesuai. Pemodelan hasil simulasi divisualisasikan dalam bentuk 3-dimensi. Diperoleh bahwa heat source berada di sekitar G.Putik, G.Hayati dan G.Paras dengan top reservoir yang berada pada elevasi 200 m serta luas reservoir sekitar 6,7 kmz. Hasil simulasi juga merekomendasikan letak sumur-sumur produksi dan injeksi untuk tahap pengembangan.

---

Hayati geothermal is a geothermal prospect area formed due to tectonic and vulcanic activities. Stratigraphically this area is composed of volcanic rocks formations from the quartial age on its top and the formations of sedimentary rocks from the pre-tertiary age on its bottom. This geothermal system showed an upflow in center, indicated of fumarol manifestation, and fluid flow forming an outflow in the south east with occurred hot springs. MT data shows up-dome shape clay cap, and gravity data shows a caldera. To determine about reservoir characteristic, location and energy total of heat source, and hydrogeology, furthennore the reservoir simulation is done with TOUGH2 simulation. The simulation requires several parameters based on geophysics, geology, geochemistry, and well data are including the system boundary that will be modeled, penneability, porosity, rock density and specific heat capacity.The result of the simulation is a natural state condition model that reached when the temperature well data and result of the simulation are match. Modeling of the simulation result are showed on three-dimensional. The obtained results are the heat source exists in the vicinity of Mt.Putik, Mt.Hayati, Mt.Paras with top reservoir exists on elevation 200 m and has a reservoir area of approximately 6.7 km2. As an addition, the simulation results are recommending of production and injection wells location for development stage."

"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."

"Penurunan produksi minyak, mendorong dikembangkan sumber energi terbarukan yaitu geotermal. Walaupun dengan besar cadangan geotermal terbesar di dunia (29 GW), hanya 4% dari potensi tersebut yang sudah dikembangkan oleh Indonesia. Besarnya resiko dalam pengembangan suatu lapangan geotermal merupakan alasan lambatnya pengembangan. Salah satu upaya untuk mengurangi resiko pada tahap pengembangan adalah dengan melakukan pemodelan reservoir dan analisis sensitivitas parameter terkait. Pada penelitian ini dilakukan pemodelan dan simulasi reservoir pada lapangan X dengan mengkaji terlebih dahulu data 3G (Geologi, Geofisika, dan Geokimia) dan data sumur. Data tersebut akan diproses ke dalam piranti lunak TOUGH2, Petrasim untuk mengetahui model sistem geotermal lapngan X pada natural state. Piranti lunak GeoSlicerX juga digunakan untuk memudahkan visualisasi dari model. Selain itu, Microsoft Excel juga digunakan untuk mengetahui pengaruh besar tiap parameter terhadap kandungan panas. Dengan adanya penelitian ini diharapkan dapat meminimalisir resiko yang ada dalam pengembangan energi geotermal di Indonesia.

---

The decline in oil production, encourage the development of renewable energy sources one of which is geothermal. Although the Indonesian has been awarded as the largest global reserves (29 GW), only 4% of this potential is already developed. The magnitude of risk in the development of a geothermal field is one the reason for the slow development. One effort to minimize the risk at this stage of development is the reservoir modeling and sensitivity analysis of relevant parameters. In this research, modeling and reservoir simulation in the field of X by reviewing the data 3G (Geology, Geophysics and Geochemistry) and well data. The relevant data will be processed in software TOUGH2,Petrasim to build the geothermal system of ‘X’ Field. Visualization is conducted in GeoslicerX. The data result from the model will be extracted to determine the heat stored and sensitivity analysis in Microsoft Excel. Result of the research is expected to minimize the risks inherent in the development of geothermal energy in Indonesia."

"Lapangan geotermal Ulumbu berada di bagian selatan dari wilayah vulkanik tua Mandasawu ndash; Ranakah dan Poco Leok. Lapangan ini memproduksi energi listrik sebesar 4 x 2.5 MW pada tahun 2014 sampai sekarang. Sistem geotermal lapangan ini termasuk ke dalam jenis sistem dua fasa, dengan nilai temperatur reservoir sekitar 230 ndash; 240 oC. Penelitian ini bermaksud untuk melakukan simulasi reservoir lapangan Ulumbu. Proses simulasi reservoir ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik dari sistem reservoir geotermal. Simulasi reservoir ini diawali dengan membuat model konseptual sebagai hasil dari interpretasi data geosains geologi, geokimia, dan geofisika. Tahap pertama yaitu melakukan pengolahan data magnetotelluric MT sebagai data utama dan digabungkan dengan hasil analisis data pendukung lainnya sehingga menghasilkan model konseptual. Model konseptual ini akan menjadi data input pada pemodelan numerik. Tahap kedua yaitu melakukan simulasi reservoir yaitu mengubah model konseptual menjadi model numerik. Penelitian ini berhasil membuat model natural state lapangan Ulumbu. Profil tekanan dan temperatur sangat representatif dengan data di ketiga sumur. Model natural state ini kemudian digunakan untuk membantu melakukan skenario pengembangan lapangan geotermal yaitu, menghitung cadangan sumber daya dan membuat rekomendasi zona pengeboran berikutnya.

---

Ulumbu geothermal field were located in the south of Mandosawu Ranakah Old volcanics and Pocoleok, Flores Island. This field produces 4 x 2.5 MW electric power in 2014 until now. The type geothermal system is natural two phase, with temperature between 230 ndash 240 oC. This study aims to perform reservoir simulation in the Ulumbu field. The reservoir simulation method aims to determine the reservoir characteristics of the geothermal field. This method begins by creating a conceptual model as a result of interpretation of geosciences data geology, geochemistry, geophysics. The first step is processing of Magnetotelluric MT data as the main data and then combine with the results of analysis supporting data so as to generate a conceptual model. This model will be the input data in numerical modeling. The second stage is doing reservoir simulation that is changing the conceptual model into a numerical model. This research succeeded in making natural state model of Ulumbu reservoir. The pressure and temperature profiles are very representative with the data in the three wells. The natural state model is then used to help undertake a geothermal field development scenario, that is, to calculate resource reserves and to make recommendations for subsequent drilling zones."

"Telah terlaksana sebuah penelitian pada lapangan Sungai Lilin dengan reservoir batupasir di Cekungan Sumatra Selatan. Analisis geologi regional menyimpulkan bahwa reservoir dengan kualitas baik terletak pada formasi Talang Akar dan formasi Baturaja. Pada lapangan Sungai Lilin ini memiliki data seismik dan data sumur. Penelitian ini menggunakan metode simultaneous inversion serta transformasi LMR. Penelitian ini berfokus pada kedalaman sekitar 720 ms 772 m hingga 860 ms 932 m seismik merupakan target kedalaman yang menjadi daerah interest untuk melakukan Inversi dan melakukan karakterisasi reservoir. Hasil Inversi Simultan menghasilkan penampang dengan parameter impedansi P, impedansi S dan densitas. Parameter-parameter hasil Inversi Simultan ditransformasi sehingga menghasilkan LMR. LMR terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho yang masing-masing berhubungan dengan rigiditas batuan dan inkompresibilitas fluida. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang berpotensi di dalam pori-pori batupasir dan batu karbonat di formasi Talang Akar dan formasi Baturaja.

---

This research on Sungai Lilin field with sandstones reservoir in the South Sumatra Basin has been done. Geology analysis summarized that a good quality of reservoir is in the Talang Akar Formation and Baturaja Formation. Sungai Lilin field already has Seismic data and well log data as well. This research used the simultaneous inversion method and then LMR transformation. The target research focused on 720 ms 772 m until 860 ms 932 m of depth which was as interest area to characterize the reservoir.

The simultaneous inversion method yielded P impedance, S impedance and density parameter. And then, these parameters were transformed to LMR. LMR consists of Lambda Rho and Mu Rho which represent the incompressibility of pore fluid content and the rigidity of rocks. This research result shows that the potential reservoir is in pores of sandstone and limestone in Talang Akar formation and Baturaja formation."