Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Karakterisasi reservoar merupakan tahapan yang sangat penting dalam memahami penyebaran heterogenitas reservoar secara vertikal dan lateral. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui penyebaran vertikal dan lateral dari flow units sehingga penempatan dan target sumur pengembangan dapat optimal. Pemahaman penyebaran heterogenitas reservoar secara vertikal umumnya berdasarkan hasil analisa petrofisika yang dikombinasikan dengan hydraulic flow units. Nilai flow zone indicator dari hydraulic flow units merupakan cerminan kualitas batuan yang dipengaruhi komposisi mineralogi dan tekstur batuan sebagai efek dari lingkungan pengendapan dan facies sebagai pengontrol. Sedangkan untuk memahami penyebaran heterogenitas reservoar secara lateral umumnya berdasarkan hasil inversi seismik model based. Hasil analisa petrofisika pada Sumur C-1 diperoleh karakter reservoar dengan ketebalan gross = 370.5 ftMD, ketebalan net pay = 346.0 ftMD, NtG = 93.4%, Vclay = 6.9%, Phie = 38.7%, permeabilitas = 22.6mD dan Sw = 46.6%. Sedangkan penyebaran heterogenitas reservoar berdasarkan hasil analisa hydraulic flow units pada Sumur C-1 diperoleh lima flow units dengan flow unit ke lima mempunyai kualitas yang paling bagus. Karakteristik flow unit ke lima mempunyai nilai FZI = 0.727, Vclay = 3.9%, Phie = 45.1%, Permeabilitas = 229.6mD dan Sw = 31.1% dengan dominan batuan yaitu grainstone. Pola persebaran lateral good flow unit yang mempunyai nilai AI 3600 – 4300 (gr/cc*m/s) berdasarkan hasil analisa inversi seismik mengikuti pola struktur pada Lapangan C yang relatif berarah barat laut – tenggara. Semakin mendekati puncak struktur ketebalan good flow unit akan menipis karena truncated oleh fault.

---

Understanding of vertical and lateral reservoir heterogeneity has always been crucial for reservoir characterization. The purpose of this study is to determine the lateral distribution of good flow unit so that the development well placement and targets can be optimized. Understanding the vertical reservoir heterogeneity generally based on petrophysical analysis result combined with hydraulic flow units. Hydraulic flow units is based on the flow zone indicator which reflect to rock quality that influenced by the mineralogical composition and texture of lithology. Whereas to understand the lateral heterogeneity, generally based on the quantitative analysis as results from model based seismic inversion. The petrophysical results obtain 370.5ft gross thickness with net pay = 346.0 ftMD, NtG = 93.4%, Vclay = 6.9%, Phie = 38.7%, permeability = 22.6mD and Sw = 46.6%. From hydraulic flow units results obtain five flow units with the fifth flow unit has best quality. Characteristics of the fifth flow unit has FZI = 0.727, Vclay = 3.9%, Phie = 45.1%, Permeability = 229.6mD and Sw = 31.1%, with grainstone as dominant lithology. The good flow units have AI value 3600 gr/cc*m/s - 4300 gr/cc*m/s and have lateral distribution relatively northwest - southeast. Going to the crest of structure, the thickness of good flow unit will be thinner because it is truncated by the fault."

"ABSTRAK

Integrasi pemodelan isi fluida dan analisis seismik AVO untuk memetakan reservoar gas Globigerina limestone melalui simultaneous pre stack inversion telah dilakukan pada Cekungan Jawa Timur, Selat Madura. Penelitian ini memanfaatkan pemodelan ke belakang atau lebih dikenal sebagai inversion modelling. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menggambarkan penyebaran reservoar gas dari Globigerina limestone sehingga hasil analisis kuantitatifnya dapat dijadikan sebagai rujukan didalam pemboran sumur berikutnya. Penelitian diawali dengan pembuatan low frequency model yang optimum yaitu dengan mengintegrasikan pemodelan isi fluida dan analisis seismik AVO. Integrasi keduanya diperlukan mengingat target penelitian banyak terpengaruh oleh zona gas dangkal yang mengakibatkan terdistorsinya puncak dan dasar dari struktur reservoar targetnya. Data penelitian terdiri dari data seismik tiga dimensi (3D) seluas 320km² dengan kerapatan bin size 18.75m x 12.5m disertai dengan dua data sumur. Hasil dari crossplot menunjukan bahwa litologi target reservoar dapat dibedakan dengan litologi non reservoar melalui log Vp dan Vs. Hasil dari crossplot antara impedansi P dan Vp/Vs dapat menunjukkan bagaimana kualitas reservoar gas pada struktur F dan struktur H. Nilai cut-off pada crossplot utama yaitu antara impedansi P dan Vp/Vs adalah sebesar 2.400 - 5.500 gr/cc*m/s dan 2,0 - 2,1 pada rasio cepat rambat gelombang. Hasil dari optimasi low frequency model menunjukkan bahwa pada struktur G, yang merupakan target pemboran berikutnya, respon impedansi P dan Vp/Vs nya analog terhadap kedua struktur F dan H. Hal ini menunjukkan bahwa melalui integrasi pemodelan isi fluida dan analisis seismik AVO, low frequency model dapat dioptimasikan sehingga metode simultaneous seismic inversion mampu memetakan zona-zona reservoar gas lainnya.

---

ABSTRACT

Integration of fluid replacement modelling and seismic AVO analysis towards simultaneous seismic inversion had been done to delineate the distribution of Globigerina limestone gas reservoir in Madura Strait, East Java Basin. This study was using backward modelling or well known as inversion modelling to finish the quantitative analysis. The purpose of the study is to map the distribution of Globigerina limestone gas reservoir so that in the end the final result will be used as a guidance to drill the next exploration well. It started with an optimized low frequency model building by integrating fluid replacement modelling and seismic AVO analysis. By integrating these two methods, the distorted reservoir top structure and bottom can be compensated and the low frequency model will be optimized. The availability of the data includes 3D seismic data with acquisition bin size 18.75m x 12.5m, area of 320km², with two well logs. The crossplot result showed that the reservoir and non-reservoir lithology can be distinguished by Vp and Vs log. By analysing the acoustic impedance together with Vp/Vs, the character of gas reservoir at surrounding F and H structures can also be delineated. The main cutoff for acoustic impedance and Vp/Vs were 2,400 - 5,500 gr/cc*m/s and 2.0 - 2.1. The final optimizing result of low frequency model showed that the target G structure, which will be the next exploration target, showed an analogue response with its neighbour F and H structures. It is concluded that by integrating both two methods, fluid replacement modelling and AVO seismic analysis, the optimizing of low frequency model can be achieved and the simultaneous seismic inversion can successfully map other gas reservoir.

"

"Karakterisasi reservoir merupakan langkah penting yang harus dilakukan untuk menentukan melakukan modeling dalam perhitungan cadangan hirdrokarbon dalam suatu reservoar. Dengan menentukan nilai saturasi air, prediksi dan penyebaran permeabilitas, serta konektifitas antar sumur merupakan hal yang krusial dalam mengevaluasi suatu lapangan, terutama dalam hal membangun model dinamik. Dimana nantinya hal ini akan berpengaruh pada prediksi kinerja reservoir. Tujuan dari paper ini adalah menyajikan hasil perhitungan volume shale, porositas, saturasi air, dan prediksi permeabilitas reservoar pada lapangan ldquo;S rdquo; pada formasi Paciran Limestone serta melakukan pengujian terhadap data core dari uji laboratorium yang disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoar. Beberapa metode yang digunakan khususnya untuk prediksi permeabilitas adalah metode regresi power dengan kontrol HFU, regresi power dengan kontrol dari fasies, dan juga metode coaste dumair.Lapangan ini memiliki tiga sumur reservoar, terletak di lepas pantai Bali Utara. Data yang tersedia yaitu data wireline triple combo dan RFT , routine core, dan SCAL untuk masing-masing sumur, serta data petrografi, dan data formation electricity pada salah satu sumur. Dilakukan perhitungan dari ketiga metode prediksi tersebut pada tiap ndash; tiap sumur. Diperoleh hasil prediksi permeabilitas yang berbeda dari hasil ketiganya. Pada perhitungan saturasi air digunakan metode Indonesia dan Archie.Dari pengolahan data yang dilakukan didapat nilai rata ndash; rata untuk ketiga sumur yaitu 0.04 untuk volume shale, 45 untuk porositas total, 0.34 -1 untuk saturasi air, dan 0.45 ndash; 78 mD dengan kontrol HFU. Hasil perhitungan tersebut telah sesuai dengan pengujian terhadap data dari core, baik data XRD untuk validasi volume shale,permeabilitas dan porositas core, hingga data capillary pressure. Untuk GWC terdapat pada 3394 ft MD, dari data petrography dapat diindentifikasi bahwa tidak terdapat secondary porosity pada lapangan ldquo;S rdquo.

---

Reservoir characterization is an important step that must be done to determine the conduct modeling in calculation of reserves hydrocarbon performance of a reservoir. By determining the value of water saturation, permeability prediction and dissemination, as well as connectivity between wells are crucial in evaluating the field, especially in terms of building a dynamic model. This eventually will affect reservoir performance predictions. The purpose of this paper is to present the results of a comparison of the application of some methods in determining reservoir permeability prediction in the field S on Paciran limestone formation and conducted tests on the data from the core permeability laboratory tests tailored to the reservoir pressure conditions. Some of the methods used is power regression method with HFU control, power regression with facies control, and also Coaste Dumair method.This field has three wells reservoir, with type carbonate reservoir. This field lies offshore North Bali. The available data is data of wireline triple combo and RFT , routine core, and SCAL to each well, and petrography data, and the formation of electricity data in one of the wells. The third method of calculation of such predictions on each well. Different permeability prediction result obtained from the used three methods. In the calculation of water saturation used Indonesia and Archie methods.From the processing data shows average value for the wells that has 0.04 shale volume, 45 of total porosity, 0.34 ndash 1 of saturation water, and 0.45 ndash 78 MD of permeability prediction from HFU control. Those calculation result are appropriate with validation from data core, from XRD that validate volume shale till capillary pressure to validate the water saturation. Then the GWC is at MD 3394 ft, also the petrography data verify that there is no secondary porosity in this fields."

"Dalam studi ini, dilakukan identifikasi reservoar berdasarkan konsep evaluasi flow unit dan bekerja berdasarkan fungsi bobot dari masing - masing parameter petrofisika. Terdapat tiga data sumur yang digunakan sebagai data utama dalam studi ini. Selain itu juga tersedia data core yang digunakan sebagai pengontrol dari nilai properti petrofisika yang dihasilkan. Inversi AI juga tersedia pada penelitian ini sebagai data utama yang digunakan sebagai pembantu untuk mengidentifikasi dan menginterpretasi litologi bawah permukaan zona prospek. Interpretasi dilakukan pada penampang seismik composite line dan objek dalam studi ini berupa reservoar batupasir yang berada pada Formasi Bekasap, Lapangan X, Sumatera. Studi yang dilakukan meliputi perhitungan nilai properti petrofisika serta analisis formasi berdasarkan evaluasi flow unit. Hasil pemodelan akan menunjukkan bahwa terdapat zona yang memiliki kualitas reservoar yang baik berdasarkan data hasil zonasi flow unit dan ditunjang dengan data hasil analisis Petrofisika.

---

In this study, identification of reservoir in wells based on flow unit evaluation concept, were performed and work on each petrophysical parameter function. There are three wells data used as the main data in this study. Core data is also available as controller of calculated petrophysical property. Accoustic Impedance Inversion is also available as main data to identify and interprete lithology of prospect zone. Interpretation performed on a cross section of seismic composite line and the object in this study is sandstone reservoir located in Bekasap Formation, Sumatra, X Field. Study was conducted on the petrophysical properties and formation permeability analysis based on flow unit evaluation by FZI calculation from permeability and porosity core which is derived from conventional core analysis. Modeling result will show that there are zones that have good reservoar quality according to the result of flow unit zonation and petrophysical analysis."

"ABSTRAKDalam studi ini, dilakukan identifikasi interkoneksi antar sumur berdasarkankonsep evaluasi flow unit dan bekerja berdasarkan fungsi bobot dari masing –masing parameter petrofisika. Terdapat limadata sumur yang mana digunakansebagai data utama dalam studi ini. Selain itu juga tersedia data core yangdigunakan sebagai pengontrol dari nilai properti petrofisika yang dihasilkan.Inversi AI juga tersedia pada penelitian ini sebagai data utama yang digunakanuntuk interpolasi permeabilitas antar sumur. Interpretasi dilakukan padapenampang seismik composite line dan objek dalam studi ini berupa reservoarkarbonat yang berada pada Formasi Batu Raja, Lapangan X, Jawa Barat Utara.Studi yang dilakukan meliputi perhitungan nilai properti petrofisika serta analisispermeabilitas formasi berdasarkan evaluasi flow unit. Hasil pemodelan akanmenunjukkan bahwa sumur yang memiliki koneksi satu sama lain akan beradapada klaster flow unit 1 dengan rentang permeabilitas 39.24 - 84.06 milidarsidengan indikasi aliran fluida yang tinggi.

---

ABSTRACTIn this study , identification the interconnections between wells based on flow unitevaluation concept were performed and work on each petrophysical parameterfunction. There are five wells data which used as the main data in this study. Coredata is also available as controller of calculated petrophysical property. AcousticImpedance Inversion is also available as main data to do the permeabilityinterpolation between wells. Interpretation performed on a cross section ofseismic composite line and the object in this study is carbonate reservoir locatedin North West Java, Baturaja Formation, X Field. Study was conducted on thepetrophysical property and formation permeability analysis based on flow unitevaluation by FZI calculation from permeability and porosity core which isderived from conventional core analysis. Modeling result will show that the wellconnectedto each other will be on flow unit 1 cluster with 39.24 – 84.06millidarcy permeability interval with high fluid flow indicated."

"Karbonat Oligosen-Miosen di Cekungan Jawa Timur, atau Formasi Kujung 1, telah memberi kontribusi terhadap penemuan cadangan hidrokarbon sejak tahun 1990-an. Beberapa studi dilakukan untuk karakterisasi reservoar didominasi oleh penggunaan data pre-stack untuk membedakan antar fluida. Dengan adanya ketersediaan data seismik post-stack pada Lapangan “PATRA”, dilakukan integrasi antara analisis petrofisika dan analisis multi-atribut untuk melengkapi hasil inversi seismik post-stack. Studi ini menghasilkan volume petrofisika semu (kandungan serpih, porositas dan saturasi) menggunakan 5 kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut. Atribut ini termasuk atribut eksternal (impedansi akustik hasil inversi berbasis model) dan atribut internal (amplitudo sesaat, frekuensi sesaat, fase sesaat, polaritas semu, frekuensi rata-rata dan frekuensi dominan). Jika atribut impedansi akustik digunakan untuk menghasilkan parameter petrofisika, maka error berkisar pada 32-57%. Penggunaaan multi atribut, dan juga PNN, mengurangi error ini menjadi 32-40% hingga 19-35%. Interpretasi seismik terintegrasi ini memungkinkan untuk delineasi zona interest yang berpotensi. PROMETHEUS dengan ketebalan ~213 ft dan luas 58.268.238 ft2 memiliki rata-rata kandungan serpih, porositas dan saturasi air sebesar 0,12-0,25, 0,3 dan 0,7. Prospek ini memiliki estimasi Hydrocarbon Initially in Place sebesar ~930.835.102 scf.

---

The Oligocene-Miocene carbonates of the East Java Basin, or the Kujung 1 Fm., have contributed significant hydrocarbon discoveries since the 1990s. Multiple studies conducted for reservoir characterization dominantly use pre-stack information to differentiate fluids. With the availability of post-stack seismic data Field “PATRA”, the integration of petrophysical analysis and multi-attribute analysis is done to enhance the results of post-stack inversion. This study created pseudo-petrophysical volumes (shale content, porosity and water saturation) using 5 combinations of seismic attributes through multi-attribute analysis. These attributes include external attributes (inverted P-Impedance from model-based inversion) and internal attributes (instantaneous amplitude, instantaneous frequency, instantaneous phase, apparent polarity, average frequency and dominant frequency). If a single attribute of P-impedance is used to derive the petrophysical parameter, the error ranges 32-57%. The use of multi attributes, and then PNN, reduced this error to 32-40% to 19-35%. The integration of seismic interpretation made it possible to delineate a potential zone of interest. PROMETHEUS with a thickness of ~213 ft and an area of 58,268,238 ft2 has average shale content, porosity and water saturation value of 0.12-0.25, 0.3 and 0.7. This zone of interest has an estimated Hydrocarbon Initially in Place of ~930,835,102 scf."

"Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur 17 dan 50, Reservoar yang akan diteliti berada pada kedalaman 3328.50 hingga 3469 feet yang merupakan formasi missisauga tengah yang batuannya didominasi oleh batuan pasir. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai kandungan lempung berkisar antara 13%-36%, porositas berkisar antara 16%-23% dan saturasi air berkisar antara 39%-53%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter reservoar secara vertikal. Untuk itu itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan analisis mulitatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Atribut yang digunakan adalah sampled-based attributes dan inversi seismik sebagai eksternal atribut. Penggunaan Neural network dapat meningkatkan korelasi antara nilai log prediksi dengan nilai log sebenarnya hingga mencapai nilai 0.98.

---

Analysis petrophysical result can provide vertical information about the character of the reservoir. However, this method lacking in the horizontal resolution. so we can provide 3D information from analysis multiatribut. Shaly sand rock in Norwegia field is an area that has potential as a reservoir. Petrophysical parameters that will be studied in this thesis, such as clay content, porosity and water saturation. From the petrophysical analysis calculation , the value obtained clay content ranged from 13%-36%, porosity ranged from 16%-23% and a water saturation ranged from 39%-53%. Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted using multiatribut analysis. Linear sparse spike inversion results will be used as an external atribute on multiatribut analysis. The use of Neural Network aims to improve the correlation between the log predictive value with the actual value . Results from the log input will be spread throughout the seismic volume to get a pseudo volume."

"Lapangan G yang berlokasi pada Cekungan Sumatera Selatan, merupakan salah satu lapangan reservoar hidrokarbon. Untuk mengetahui karakter dari reservoar Lapangan G, dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan petrofisika serta penggunaan multi atribut seismik dengan metode Probabilistic Neural Network yang berfokus pada Formasi Gumai. Atribut seismik yang digunakan adalah atribut sesaat, yaitu amplitudo sesaat, fase sesaat, dan frekuensi sesaat serta parameter nilai petrofisika yang dicari adalah nilai porositas, saturasi air, dan volume shale. Anomali seismik Lapangan berupa dim spot diantara kedua patahan utama yang berorientasi NorthWest-SouthEast dan patahan berorientasi NorthEast-SouthWest, diperkirakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon. Output utama penelitian ini adalah hasil lumping untuk melihat zona suatu sumur yang memiliki prospek hidrokarbon dan hasil volume seismik prediksi dari ketiga nilai parameter petrofisika serta output sampingan dari interpretasi penampang seismik. Baik hasil lumping dan volume seismik prediksi, menampilkan bahwa Formasi Gumai memiliki prospek hidrokarbon yang juga ditampilkan pada data sumur, didapatkan bahwa Zona 5 pada Sumur G1 dan Zona 4 pada Sumur G3 memiliki prospek cadangan hidrokarbon dengan nilai volume shale sebesari 0.500, nilaii saturasii airi sebesari 0.406, dan nilai porositas sebesar 0.131.

---

Field G, which is located in the South Sumatera Basin, isi onei ofi thei hydrocarboni reservoir fields. To determine thei character ofi thei G Field reservoir, in this study, a petrophysical approach was used and the use of multiple seismic attributes using the Probabilistic Neural Network method which focused on the Gumai Formation. Seismic attributes used are instantaneous attributes, namely instantaneous amplitude, instantaneous phase, and instantaneous frequency and the parameters of the petrophysical value sought are the value of porosity, water saturation, and shale volume. Seismic anomaly in the field in the form of a dim spot between the two main faults oriented NorthWest-SouthEast and fault oriented NorthEast- SouthWest, is estimated as a place of accumulation of hydrocarbons. The main output of this research is the lumping results to see the zone of a well that has hydrocarbon prospects and the predicted seismic volume results from the three petrophysical parameter values as well as the side output from the interpretation of the seismic cross-section. Both the lumping results and the predicted seismic volume, showing that the Gumai Formation has a hydrocarbon prospect which is also shown in the well data, it is found that Zone 5 in Well G1 and Zone 4 in Well G3 have prospects for hydrocarbon reserves with a shale volume value of 0.500, a water saturation value of 0.406, and a porosity value of 0.131."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan utama penghasil minyak dan gas bumi di Indonesia. Lapangan “X” pada Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu lapangan yang memiliki reservoar hidrokarbon. Penelitian ini berfokus pada zona target Lower Talang Akar Formation (LTAF) pada Sumur G-46, G-47, dan G-49. Pada penelitian ini, penentuan sebaran litologi batupasir dilakukan menggunakan metode seismik inversi post-stack model based serta properti petrofisika. Inversi seismik model based dilakukan untuk menghasilkan nilai impedansi akustik. Properti petrofisika pada penelitian ini meliputi volume shale, porositas, dan saturasi air. Reservoar pada daerah penelitian ini memiliki litologi shaly sand sehingga digunakan metode pengukuran saturasi air persamaan Indonesian dan porositas menggunakan parameter neutrondensity. Berdasarkan hasil analisis petrofisika, zona reservoar LTAF memiliki prospek hidrokarbon dari reservoar yang baik dengan nilai porositas efektif berkisar 18%-25%, nilai saturasi air berkisar 23%-42%. Analisis petrofisika diakhiri dengan analisis lumping, di mana menghasilkan net reservoir dan net pay. Berdasarkan hasil analisis sensitivitas – analisis yang ditunjukkan untuk memisahkan litologi sand dan shale, nilai impedansi akustik tidak dapat memisahkan litologi sand dan shale karena sand bersifat tight. Inversi seismik model based menghasilkan rentang nilai impedansi akustik berkisar 7000 ((m/s)*(g/cc)) – 10500 ((m/s)*(g/cc)). Berdasarkan hasil inversi, nilai impedansi akustik tidak dapat memisahkan litologi sand dan shale karena ketebalan lapisan reservoar sand yang sangat tipis berkisar 10-20 ft.

---

The South Sumatra Basin is one of the main oil and gas producing basins in Indonesia. Field "X" in the South Sumatra Basin is one of the fields that has a hydrocarbon reservoir. This research focuses on the Lower Talang Akar Formation (LTAF) target zone in Wells G-46, G-47, and G-49. In this study, determining the distribution of sandstone lithology was carried out using the post-stack model based seismic inversion method and its petrophysical properties. Model based seismic inversion is performed to produce acoustic impedance values. Petrophysical properties in this study include shale volume, porosity, and water saturation. The reservoir in this study area has a shaly sand lithology so that the Indonesian equation of water saturation and porosity measurement methods are used using the neutron-density parameter. Based on the results of petrophysical analysis, the LTAF reservoir zone has good prospects for hydrocarbons from the reservoir with effective porosity values ranging from 18% -25%, water saturation values ranging from 23% -42%. The petrophysical analysis ends with a lumping analysis, which produces a net reservoir and net pay. Based on the results of the sensitivity analysis - the analysis shown to separate sand and shale lithology, the acoustic impedance value cannot separate sand and shale lithology because sand is tight. Model based seismic inversion produces a range of acoustic impedance values ranging from 7000 ((m/s)*(g/cc)) – 10500 ((m/s)*(g/cc)). Based on the inversion results, the acoustic impedance value cannot separate the lithology of sand and shale because the thickness of the reservoir sand layer is very thin, ranging from 10-20 ft."

"Daerah penelitian terletak di Sunda Basin yang merupakan bagian dari Cekungan Northwest Java yang terletak di offshore. Cekungan ini terbukti produktif, namun aktivitas eksplorasi saat ini di daerah penelitian ini jarang. Penelitian difokuskan pada reservoir hidrokarbon dari formasi karbonat di Lapangan 'X', yang dikenal sebagai Formasi Batu Raja Atas. Lapangan ini memiliki dua sumur untuk diteliti, yaitu Sumur GD1 dan GD2, keduanya merupakan sumur deviasional dan memiliki jarak yang berdekatan satu sama lain. Dalam menentukan reservoir hidrokarbon di daerah ini, analisis petrofisika dan metode inversi seismik telah dilakukan. Keduanya akan digunakan untuk menganalisis reservoir hidrokarbon sebagai hasil utama. Parameter analisis petrofisika terdiri dari permeabilitas, densitas, volume shale, porositas dan saturasi air. Selain itu, inversi seismik menerapkan metode impedansi akustik untuk menunjukkan kenampakan geologi di bawah permukaan, sehingga dapat mengidentifikasi karakterisasi reservoir. Nilai Impedansi Akustik menunjukkan bahwa zona minat di Batu Raja Atas atau diperpendek formasi UBR memiliki rentang interval dari 17.000 hingga 22.000 (ft/s)*(g/cc), sehingga kedua metode tersebut dapat membuktikan formasi ini memiliki karakterisasi yang baik sebagai target utama atau reservoir. Berdsarkan analisis petrofisika, hasil perhitungan parameter volume shale, saturasi air, dan porositas yang telah dianalisis menunjukkan bahwa area zone of interest memiliki reservoir hidrokarbon yang cukup baik. Hal tersebut dapat dilihat dari nilai rata-rata volumei shalei sebesari kurang dari sama dengan 40%, nilaii saturasii airi sebesari kurang dari sama dengan 0.43 v/v, dan nilaii porositasi sebesari 0.117-0.13 v/v.

---

The study area is located in Sunda Basin which is part of Northwest Java Basin that lies on offshore. The basin is proven to be prolific, however, the current exploration activity in this study area is sparse. The study is focused on the hydrocarbon reservoir of the carbonate formation, which is known as Upper Batu Raja Formation. This research has two wells to be researched, which are Well GD1 and GD2, both of them are deviational wells and have close distance with each other. To specifically determine the hydrocarbon reservoir in this area, a petrophysical analysis and seismic inversion method have been carried out. Both of them will be used to analyze the hydrocarbon reservoir as the main result. The parameters of petrophysical analysis consist of permeability, density, shale volume, porosity and water saturation. Aside from that, the seismic inversion applies acoustic impedance method to show the geological appearance in the subsurface, therefore it can identify the reservoir characterization. The Acoustic Impedance value shows that the zone of interest in Upper Batu Raja or as shorten as UBR formation has interval range from 17000 to 22000 (ft/s)*(g/cc), hence, these methods promptly prove this formation has good characterization as the main target or reservoir. According to petrophysical analysis, the results of shale volume, water saturation, and porosity which have been analyzed show that zone of interest has a good hydrocarbon reservoir. It has been proved from the average calculation of shale volume more or less 40%, water saturation more or less 0.43 v/v, and porosity in range 0.117-0.13 v/v."