Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKArea X, Cekungan Sumatera Utara merupakan target eksplorasi hidrokarbon dengan mengejar target lapisan dalam sebagai prospek baru. Metode seismik telah dilakukan namun hasilnya masih memiliki ambuigitas dalam menggambarkan bentuk bawah permukaan khususnya lapisan dalam di antaranya keberadaan basement sebagai dasar dari lapisan sedimen di atasnya yang menjadi target eksplorasi. Metode Gaya Berat dan Magnetotellurik dilakukan untuk mengkonfirmasi keberadaan basement yang menjadi dasar intrepretasi pada seismic. Metode Magnetotellurik dilakukan untuk menunjukkan distribusi nilai resistivitas litologi di bawah permukaan, dalam hal ini nilai resistivitas antara basement dan formasi lain di sekitarnya. Berdasarkan hasil inversi 2D dan 3D MT pada lintasan 4 dan 6 menunjukkan adanya kontras resistivitas yaitu zona resistivitas tinggi (Rho=102 - 103 ohm.m) pada bagian SW dari lintasan dan pada kedalaman 6000 meter kebawah yang mengindikasikan lapisan formasi yang lebih tua dan dalam hal ini juga diindikasikan sebagai basement , sedangkan di sebelah NE dari lintasan tersebut tampak litologi yang lebih konduktif (Rho= 1-101 ohm.m) dan beradabagian atas dari lintasan yang menunjukkan lapisan formasi yang lebih mudahdiindikasikan sebagai lapisan sedimen. Metode Gaya Berat akan menunjukkan distribusi nilai densitas yang diperoleh dari hasil gravity forward modelling. Hasil dari metode gaya berat menunjukkan adanya kontras densitas di bagian sisi kiri dan kanan dari lapangan, dimana berdasarkan peta regional terdapat anomali nilai rendah berkisar 26-42 mGal dan anomaly tinggi berkisar 48-66 mGal. Hasil pemodelan gravity 2D pada lintasan 4 dan 6 menunjukkan keberadaan basement pra-tersier berada pada kedalaman 6000 m kebawah dengan beberapa formasi diatasnya yang terdiri dari formasi pratersier dan formasi yang terbentuk pada tersier. Formasi pada lapisan dalam yangberpotensi sebagai reservoar yang baik adalah Formasi Tampur yang merupakan batu gamping serta Formasi Parapat yang merupakan batu pasir.

---

ABSTRACTArea X, North Sumatra Basin is a target for hydrocarbon exploration by pursuing the inner layer target as a new prospect. Seismic methods have been carried out but the results still have ambiguity in describing subsurface forms, especially the inner layers, including the presence of basements as the base of the sediment layer above which is the target of exploration. The Gravity and Magnetotelluric methods are carried out to confirm the existence of the basement which is the basis of the interpretation of seismic. The Magnetotelluric method is performed to show the distribution of lithologicalresistivity values below the surface, in this case the resistivity value between the basement and other formations around it. Based on the results of 2 D and 3D MT inversion on tracks 4 and 6, the contrast resistivity is high resistivity zone (Rho =Rho=102 - 103 ohm.m) on the SW portion of the track and at a depth of 6000 meters down which indicates the older formation layer and in this case also it is indicated as a basement, while in the NE from the track it appears more conductive lithology (Rho= 1-101 ohm.m) and is located at the top of the track which shows the formation layer which is more easily indicated as a sediment layer. The gravity method will show the distribution of density values obtained from the gravity forward modeling. The results of the gravity method show that there is contrast density on the left and right sides of thefield, where based on regional maps there are low value anomalies ranging from 26-42 mGal and high anomalies ranging from 48-66 mGal. The gravity 2D modeling results on tracks 4 and 6 show the existence of a pre-tertiary basement at a depth of 6000 m below with some formations above which consists of pre-tertiary formations and tertiary formation. Formations in the inner layer which have the potential as a good reservoir are the Tampur Formation which are limestone and Parapat Formation."

"ABSTRAKPemodelan Inversi 3D struktur bawah permukaan berdasarkan data anomali gaya berat dan dan 2D anomali magnetik dilakukan untuk mengidentifikasi keberadaan potensi hidrokarbon di daerah ldquo;X rdquo;, dimana pada daerah penelitian terdapat struktur up dome yang mengindikasikan beberapa kemungkinan, diantaranya intrusi batuan, carbonate bulid up dan juga mud diapir. Model inversi 3D data anomali gaya berat dan magnetik telah dikoreksi dengan 2 dua penampang seismik yang ada pada daerah penelitian. Model inversi 3D dilakuan pada data anomali residual pada model gaya berat dan 2D pada anomali magnetik. Hasil pemodelan inversi 3D data anomali gaya berat menunjukan bahwa puncak up dome berada pada kedalaman sekitar 800 meter dari permukaan daerah penelitian, hasil ini sesuai dengan analisis spektrum dan kedalaman pada penampang seismik, adapun nilai densitas dari tubuh up dome tersebut bernilai sekitar 2,78 g/cm3. Sedangkan pada anomali magnetik yang telah dilakukan, struktur tersebut mengindikasikan merupakan batuan intrusi dengan anomali suceptibilitas sekitar 7.4 SI, yang menunjukan batuan beku.

---

ABSTRACT 3D inversion modeling of subsurface based on gravity anomaly data and 2D magnetik anomaly data used for identifcation hydrocarbon potential in ldquo x rdquo . Where in the study area there are up dome structures that indicate some possibilities, including igneous rock intrusion, carbonate bulid up and also mud diapir. 3D inversion modeling of gravity and magnetic anomaly data correlated to two sesimic section which avilable in study location. 3D inversion model is performed on the residual anomaly data on the gravity model and 2D in the magnetic anomaly. The result of 3D inversion modeling of gravity anomaly data shows that the peak up dome is at a depth of about 800 meters from the surface of the research area, this result corresponds to spectrum analysis and depth on the seismic cross section, while the density value of the up dome body is approximately 2.78 g cm3. While on the magnetic anomaly that has been done, structure of the dome indicates an intrusion structure with suceptibility anomaly approximately 7.4 SI, show the structure of igneous rock."

"Eksplorasi pada daerah prospek geothermal bertujuan untuk mencari zona reservoir, kriteria zona reservoir yang baik yaitu memiliki temperatur, tekanan dan permeabilitas yang tinggi. Penentuan zona reservoir perlu dilakukan kegiatan survei terpadu 3G meliputi survei geologi, geokimia dan geofisika. Pada lapangan geothermal daerah "F" menggunakan metode remote sensing untuk memetakan struktur dan alterasi di permukaaan. Analisis geokimia digunakan untuk mengetahui karakteristik sistem geothermal dan analisis geofisika digunakan untuk memetakan kondisi sistem geothermal di bawah permukaan. Berdasarkan analisis remote sensing dengan menggunakan teknik band combination secara pengamatan manual diketahui bahwa arah utama dari kelurusan daerah penelitian "F" adalah Barat Laut ndash; Tenggara. Kelurusan ini berkorelasi dengan kemunculan manifestasi permukaan. Analisis data geokimia menunjukkan bahwa pemetaan zona upflow di tunjukkan oleh kemunculan manifestasi Kaipohan dan hot spring tipe sulfat SO4 , sedangkan zona outflow di tinjukkan dengan kemunculan manifestasi hot spring dengan tipe fluida bikarbonat HCO3 . Data geofisika menggunakan 46 data titik ukur magnetotellurik yang selanjutnya di analisis melalui pola kurva splitting, arah elongasi polar diagram serta melakuian inversi 3D. Berdasarkan analisis tersebut maka diketahui struktur lapisan bawah permukaan dari clay cap dengan nilai resistivitas rendah, reservoir dan heat source. Hasil akhir dari penelitian ini juga akan memberikan implikasi terhadap upaya peningkatan Drilling Success Ratio DSR dalam pemboran dan mengurangi risiko pada tahapan eksplorasi.

---

Exploration in the geothermal prospect area aims to find the reservoir zone, a good reservoir zone criterion are has high temperature, pressure, and permeability. Determination of reservoir zones needs to be carried out by a 3G integrated survey activity covering geological, geochemical and geophysical surveys. In the geothermal field 39 F 39 , survey is conducted using a remote sensing method to map the structure and alteration on the surface. Geochemical analysis is used to determine the characteristics of geothermal systems and geophysical analysis used to map the condition of geothermal systems beneath the surface. Based on remote sensing analysis by using band combination technique by manual observation, it is known that the main direction of research area ldquo F rdquo straightness is Northwest Southeast. This straightness correlates with the appearance of surface manifestations.

Analysis of geochemical data showed that upflow zone mapping was demonstrated by the emergence of kaipohan and hot spring type sulfate manifestations SO4 , while the outflow zone was presented by the appearance of hot spring manifestation with bicarbonate fluid type HCO3 . Geophysical data uses 46 data of magnetotellurik measuring point which then analyzed by splitting curve pattern, direction of polar diagram elongation, and 3D inversion. Based on these analyzes, it is known that the subsurface structure of clay cap has low resistivity value, reservoir, and heat source. The final results of this study will also provide implications for improving Drilling Success Ratio DSR in drilling and reducing risks at the exploration stage."

"Prediksi tekanan pori sebelum melakukan proses pengeboran menjadi hal yang sangat penting karena dapat merepresentasikan pemetaan migrasi hidrokarbon, serta analisa konfigurasi tutupan dan geometri cekungan. Disisi lain penentuan tekanan pori dapat membantu dalam pembuatan desain program casing dan lumpur. Penelitian ini dilakukan pada lapangan X, Cekungan Kutai Kalimantan Timur dimana secara regional cekungan ini tersusun atas endapan- endapan sedimen yang berumur tersier yang memperlihatkan endapan-endapan fase trangresi dan regresi laut. Prediksi tekanan pori pada penelitian ini menggunakan metode yang dikembangkan oleh Eaton, metode ini membutuhkan data pengukuran geofisika seperti data kecepatan seismik dan data log sumur. Prediksi tekanan pori diturunkan dari kecepatan seismik 3D yang diperoleh dari hasil pemodelan kecepatan dengan menggunakan metode Impedansi akustik Inversion, dimana metode tersebut mampu untuk memprediksi kecepatan lebih akurat untuk menetukan karakteristik litologi dan daerah yang berstruktur komplek. Proses yang dilakukan pada penelitian ini dimulai dengan menentukan parameter-parameter perhitungan dengan Metode Eaton pada 5 sumur dengan data kecepatan sonic dan seismic, selanjutnya melakukan perhitungan nilai overburden, Tekanan Hidrostatik, Normal Compaction trend NCT dan Model distribusi prediksi tekanan pori. Dari hasil prediksi tekanan pori dapat memperlihatkan penyebaran/ distribusi zona overpressure pada lapangan X yang dilalui oleh 5 sumur, penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program untuk menentukan pengeboran sumur di area tersebut.

---

Pore Pressure prediction prior to drilling is paramount importance as it can represent of mapping hydrocarbon migration, as well as to analyse of trap and basin geometric configurations. Side of is other pore pressure determination can be assist in design of casing and mud program. This research was conducted in X field , Kutai basin, East Kalimantan, where is by regional this basin is composed of tertiary deposits which to show sedimentary deposits of marine tracres and regressions. The pore pressure prediction in this study using developed methods by Eaton, this method requires geophysical measurement data such as seismic velocity data and well log data.

The pore pressure prediction is derived from the 3D seismic velocity obtained from the velocity modeling results using the Inversion acoustic impedance method, where the method is able to predict more accurate velocities to determine lithologic characteristics and complex structured regions. The process performed in this study begins by determining the calculation parameters with the Eaton Method on 5 wells with sonic and seismic velocity data, then performing overburden value calculation, Hydrostatic Pressure, Normal Compaction Trend NCT and Pore pressure prediction distribution model. From the predicted pore pressures can show the distribution of overpressure zones in the X field through which 5 wells, this distribution is important to assist in the program to determine drilling wells in the area."

"ABSTRAKMetode gravitasi merupakan metode geofisika yang didasarkan pada pengukuran variasi medan gravitasi karena adanya perbedaan rapat massa antar batuan. Oleh sebab itu, metode gravitasi sering digunakan dalam eksplorasi bawah permukaan, salah satunya eksplorasi hidrokarbon. Dalam proses awal, penentuan kedalaman basement dirasa penting supaya dapat dilanjutkan untuk melakukan reka ulang dalam menentukan zona reservoir hidrokarbon. Setelah penentuan basement selesai, dilanjutkan dengan melakukan permodelan inversi 3D supaya didapatkan gambaran detail mengenai struktur bawah permukaan yang mendekati bentuk sebenarnya. Berdasarkan hasil analisis data didapatkan kedalaman basement rata-rata sekitar 5.5 km dengan struktur pembentuknya adalah patahan naik dan arah strukturnya dari Timur Laut ke Barat Daya. Hasil model inversi 3D didapatkan basement yang terdeteksi merupakan batuan beku Andesite dengan nilai densitasnya sekitar 2.5 gr/cm3. Kemudian untuk zona reservoir hidrokarbon diperkirakan terletak di daerah central basin sampai bagian Selatan pulau Timor, dengan komposisi batuan reservoirnya adalah batuan sedimen pasir dengan nilai densitas sekitar 2.2 gr/cm3.

---

ABSTRACTThe method of gravity is a geophysical method which is based on the measurement of variation of the variative gravitational field due to the difference in mass density between rocks. Therefore, gravity methods are often used in subsurface exploration, one of which is hydrocarbon exploration. In the initial process, the determination of the basement depth is important in order to re establish the process in determining the hydrocarbon reservoir zone. After the basement determination is completed, the next step is to proceed with 3D inversion modeling in order to get a detailed picture of the subsurface structure that approximates the actual shape. Based on the data analysis, the average basement depth is about 5.5 km with its forming structure is the rising fracture and the direction of its structure from Northeast to Southwest. The result of 3D inversion model was found the detected basement is Andesite igneous rock with density value about 2.5 gr cm3. Then for the hydrocarbon reservoir zone is estimated to be located in the central basin area to the Southern part of the island of Timor, with the composition of the reservoir rock is sand sedimentary rock with a density value of about 2.2 gr cm3."

"Lapangan geotermal X berada di area gunung A yangmana berdasarkan data geologi ditemukan adanya manifestasi berupa hot spring dan fumarole. Pengukuran MT dilakukan untuk mengetahui persebaran resistivity batuan di bawah permukaan. Pengolahan data MT dilakukan dari analisis time series dan filtering noise kemudian dilakukan Transformasi Fourier dan Robust Processing. Setelah itu baru dilakukan crosspower untuk menyeleksi data sehingga output dari proses ini berupa kurva MT. Setelah didapatkan kurva MT dilakukan koreksi statik dikarenakan kurva TE dan TM terjadi shifting. Untuk proses akhirnya baru dilakukan inversi 2D dan inversi 3D. setelah itu dilakukan perbandingan antara 2D dan 3D. Wilayah interest lapangan X berada di lintasan AA dan lintasan AB. Berdasarkan analisis 3D diidentifikasi bahwa zona alterasi menipis di wilayah upflow dan menebal ke arah outflow yangmana sesuai dengan teori. Wilayah upflow dapat diketahui dengan melihat manifestasi berupa fumarole.

---

The geothermal field X is located in the area of Mount A which based on geological data found the presence of hot spring and fumarole manifestations. MT measurements were carried out to determine the distribution of rock resistivity in the subsurface. MT data processing is starts from time series analysis and noise filtering then Fourier Transform and Robust Processing are performed. After that, crosspower is done to select data so that the output of this process is an MT curve. After got the MT curve then a static correction is done because the TE and TM curves are shifting. For the final process are 2D inversion and 3D inversion. After that make a comparison between 2D and 3D. The area of interest in field X is on the line AA and line AB. Based on the 3D analysis, it was identified that alteration zones thinned in the upflow region and thickened towards the outflow which is make sense with the theory."

"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."

"Daerah penelitian AA merupakan area potensi panasbumi yang cukup prospek dan memiliki manifestasi berupa Fumarol yang memiliki temperatur 90 oC dan beberapa mata air panas yang memiliki temperatur permukaan antara 30-60 oC. Ditinjau dari informasi geologi, area ini memiliki basement batuan tersier yang ditutupi oleh produk lava andesit dan tufaan jaman kuarter. Bentukan geologi yang muncul pada area ini berupa kaldera dan beberapa struktur utama berarah NE-SW sebagai pengontrol aliran fluida menuju manifestasi. Sedangkan, struktur lokal yang membatasi area prospek dapat diidentifikasi oleh beberapa atribut dari metode Geofisika Magnetotellurik dan Gravitasi. Atribut metode Magnetotellurik dapat menghasilkan informasi terkait orientasi dominan struktur serta keberadaan zona konduktif, sedangkan atribut metode Gravitasi digunakan untuk mengetahui jenis struktur dan batas kontak dari zona regional dan residual struktur sebagai benda anomali. Dari hasil atribut dan pemodelan kedua metode tersebut beserta data pendukung geokimia, bahwa zona prospek terletak diantara kemunculan manifestasi fumarol di gunung Ambang dengan luasan prospek sebesar 11 km2 dan prediksi temperatur reservoir 260 0C. Area prospek tersebut menjadi rekomendasi sebagai lokasi exploration drilling selanjutnya dengan well output yang tinggi.

---

AA research area is a potential and prospect geothermal region. There are some manifestation, fumarol 90 0C and some cool hot springs that has an ambient temperature 30 60 0C. Based on geological information, there is dominantly tertiary sediment basement which are covered by andesite lava products and quartery tufaan. There are caldera and some major structure oriented NNE SSW as geological surface product and controlling some surface manifestations. Whereas, local structure which is located between major structure can be identified by several attributes of Magnetotellurik and Gravity methods. Magnetotelluric attributes can provide about structure orientation and conductive zone relocation while Gravity attributes can also answering about surface Geology structure distribution based on regional residual anomaly. Accordingly, based on integrative analysis and interpretation, prospect area is constrained between the appearance of fumarol and major structure in Ambang mount, which is covered 11km2 and prediction reservoir temperature 260 0C. It rsquo s very useful as a recomendation for the next exploration drilling location with high output well."

"Reservoir sandstone merupakan target utama atau terpenting dalam eksplorasi hidrokarbon di Formasi Mungaroo AA daerah Offshore Cekungan Carnarvorn Utara. Salah satu lapangan dengan reservoir sandstone pada Formasi Mungaroo AA berada di Lapangan Wheatstone. Identifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon merupakan suatu hal yang fundamental dalam industri Migas. Salah satu instrumen yang saat ini menjadi sangat powerfull karena begitu luas pemanfaataannya dan nilai investasi yang besar karena tidak semahal analisa core dan well testing adalah well log. Data well log hingga saat ini masih dilakukan intepretasi secara manual atau analisa kurva. Interpretasi secara manual memakan waktu lebih lama dan melelahkan sehingga dapat mengurangi keakuratan dalam interpretasi. Seiring perkembangan waktu dibutuhkan pemanfaatan yang lebih pada data well log dibutuhkan sebuah metode yang dapat meningkatkan kualitas interpretasi atau analisis sumur, yaitu data mining.Dalam penelitian ini, metode data mining Support Vector Machine (SVM) diterapkan untuk identifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon dari data well log di Formasi Mungaroo AA, Lapangan Wheatstone, Cekungan Carnarvorn Utara. Data well log yang digunakan berasal dari lima (5) sumur yang dibor di Lapangan yang sama. Penerapan SVM membutuhkan proses pelatihan, satu sumur digunakan sebagai data latih dan fungsi yang diperoleh darinya diterapkan pada 4 sumur yang tersisa. Fase klasifikasi akan meliputi 2 fase, yaitu fase penentuan litologi (sandstone dan non-sand) dan penentuan potensi hidrokarbon (produktif dan non-produktif). Kedua fase ini diterapkan secara bertahap menggunakan metode SVM.Hasil penelitian didapatkan nilai rata-rata akurasi pada fase penentuan litologi (sandstone dan non-sand) menunjukkan nilai sebesar 0.98 sedangkan pada fase penentuan potensi hidrokarbon (produktif dan non-produktif) menunjukkan nilai sebesar 0.93. Hasil akhir pengujian hipotesis t dengan membandingkan distribusi nilai Net To Gross (NTG) hasil prediksi dengan NTG field report menunjukkan menunjukkan bahwa distribusi antara keduanya mendekati. Meskipun hasil pengujian hipotesa yang didapatkan mengatakan distribusi nilai NTG mendekati, peneliti merekomendasikan bahwa metode data mining dapat digunakan sebagai alat verifikasi dalam mengidentifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon. Hal ini dapat mengurangi ketidakpastian dan meningkatkan kualitas analisis sumur.

---

Sandstone reservoir occupies the first position or dominates as a hydrocarbon resource. The sandstone reservoir is the main or most important target for hydrocarbon exploration in the Mungaroo AA Formation in the Offshore area of ​​the North Carnarvon Basin. One of the fields with a sandstone reservoir in the Mungaroo AA Formation is the Wheatstone Field. Identification of potential hydrocarbon reservoir zones is a fundamental matter in the oil and gas industry. One of the instruments that are currently very powerful because of its wide use and large investment value because it is not as expensive as core analysis and well testing is the well log. Well log data is still being interpreted manually or curve analysis. Manual interpretation takes longer and is tiring so it can reduce the accuracy of interpretation. Along with the development of time, more use of well log data is needed, and a method that can improve the quality of interpretation or well analysis is needed, namely data mining.

In this study, the Support Vector Machine (SVM) data mining method was applied to identify potential hydrocarbon reservoir zones from well log data in the Mungaroo AA Formation, Wheatstone Field, North Carnarvon Basin. The well log data used is from five (5) wells drilled in the same field. The application of SVM requires a training process, one well is used as training data, and the functions derived from it are applied to the remaining 4 wells. The classification phase will include 2 phases, namely the lithology determination phase (sandstone and non-sand) and the determination of the hydrocarbon potential (productive and non-productive. These two phases are implemented in stages using the SVM method.

The results showed that the average accuracy value in the lithology determination phase showed a value of 0.98 while the hydrocarbon potential determination phase showed a value of 0.93. The result of testing the t hypothesis by comparing the distribution of the predicted NTG value with the NTG field report shows that the distribution between the two is identical. Although the results of the hypothesis testing obtained say the distribution of NTG values ​​is identical, the researcher recommends that the data mining method can be used as a verification tool in identifying potential hydrocarbon reservoir zones. This can reduce uncertainty and improve the quality of well analysis"

"Formasi Talang Akar yang saat ini merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon yaitu sebanyak 75% akumulasi hidrokarbon dari Cekungan Sumatra Selatan dihasilkan oleh Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan serta menemukan zona reservoir baru yang dapat dijadikan zona potensi akumulasi hidrokarbon, maka penelitian ini dilakukan yaitu dengan menentukan atau mengidentifikasi zona potensi reservoir hidrokarbon pada Formasi Talang Akar. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa data yaitu data log, Routine Core Analysis (RCA), data XRD, data mudlog, dan data biostratigrafi dengan pengolahan data yang dilakukan yaitu secara kualitatif dan secara kuantitatif. Berdasarkan pengolahan data secara kualitatif dapat diamati litologi dari seluruh sumur yaitu berupa batupasir dengan selingan serpih dan terdapat beberapa endapan tipis batubara. Penentuan litologi ini dapat dilihat dari pembacaan log dan dengan validasi data mudlog. Berdasarkan analisis kuantitatif atau petrofisika, hasil perhitungan parameter petrofisika pada sumur penelitian didapatkan rata-rata pada zona hidrokarbon dengan Volume Shale (Vshale): 0,195 s.d. 0,298 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 19% s.d. 34%, Saturasi Air (Sw): 0,371 s.d. 0,616 V/V. Nilai cut off yang digunakan untuk menentukan ketebalan zona hidrokarbon (net pay) yaitu Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, dan Sw ≤ 0.7 V/V. Ketebalan zona hidrokarbon dari masing-masing sumur yaitu X1: 18,5 ft, X2: 13 ft, X3: 4,7 ft, X4: 63 ft, dan X5: 1,7 ft.

---

The Talang Akar Formation is currently the main hydrocarbon-producing reservoir, 75% of the hydrocarbon accumulation of the South Sumatra Basin is produced by the Talang Akar Formation. To maximize and find new reservoir zones that can be used as potential hydrocarbon accumulation zones, this research was conducted by determining or identifying potential hydrocarbon reservoir zones in the Talang Akar Formation. This research was conducted using several data, namely log data, Routine Core Analysis (RCA), XRD data, mudlog data, and biostratigraphic data with data processing carried out qualitatively and quantitatively. Based on qualitative data processing, it can be observed that the lithology of all wells is sandstone with shale interludes and there are several thin deposits of coal. This lithology determination can be seen from log readings and by validating mudlog data. Based on quantitative or petrophysical analysis, the results of the calculation of petrophysical parameters in the research wells obtained an average in the hydrocarbon zone with Volume Shale (Vshale): 0.195 to 0.298 V/V, Effective Porosity (PHIE): 19% to 34%, Water Saturation (Sw): 0.371 to 0.616 V/V. The cut off values used to determine the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) are Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, and Sw ≤ 0.7 V/V. The hydrocarbon zone thickness of each well is X1: 18.5 ft, X2: 13 ft, X3: 4.7 ft, X4: 63 ft, and X5: 1.7 ft."