Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Identifikasi zona permeabel merupakan aspek penting dalam pengembangan dan pemantauan bidang panas bumi. Zona permeabel umumnya dikaitkan dengan kondisi tegangan bawah permukaan dan adanya struktur seperti fraktur di reservoir. Distribusi dan orientasi fraktur menjadi jalur untuk perbanyakan cairan di reservoir panas bumi. Salah satu metode geofisika untuk mendeteksi keberadaan zona permeabel adalah metode gempa mikro. Metode ini merekam respons alami tegangan-regangan batuan. Studi ini membahas distribusi gempa mikro, distribusi intensitas, dan orientasi fraktur. Data yang digunakan adalah data gempa mikro yang direkam oleh seismogram pada periode Januari - April 2018. Penentuan gempa hiposenter awal menggunakan perangkat lunak Hypo71. Hasil distribusi Hypocenter dari perhitungan Hypo71 masih memiliki spatial error dan residual RMS yang tinggi karena model kecepatan belum sesuai dengan kondisi bawah permukaan lapangan. Oleh karena itu, pembaruan model kecepatan dan relokasi hiposenter diperlukan dengan perangkat lunak Joint Hypocenter Determination (JHD) Velest. Distribusi hiposenter yang telah dipindahkan menunjukkan pergeseran posisi hiposenter ke area zona produksi dan beberapa mengikuti tren struktur permukaan. Sedangkan untuk memetakan distribusi intensitas dan orientasi fraktur, analisis Shear Wave Splitting (SWS) digunakan. Fenomena SWS terjadi ketika gelombang S merambat melalui media anisotropi. Gelombang S akan dibagi menjadi dua polarisasi (ɸ) dengan kecepatan yang berbeda, yaitu Sfast yang paralel dan Sslow yang tegak lurus dengan orientasi fraktur. Teknik korelasi rotasi digunakan untuk menentukan parameter SWS, yaitu arah polarisasi (ɸ) dan waktu tunda (dt) gelombang S. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa area tengah WKP memiliki intensitas patah yang tinggi didukung oleh keberadaan sumur dengan produksi uap terbesar di lapangan dan munculnya struktur yang lebih kompleks di permukaan. Sedangkan arah dominan orientasi fraktur dalam penelitian ini relatif paralel mengikuti tren struktur lokal NW-SE dan NE-SW.

---

Identification of permeable zones is an important aspect in the development and monitoring of the geothermal field. Permeable zones are generally associated with subsurface stress conditions and the presence of fracture-like structures in the reservoir. The distribution and orientation of the fracture is the pathway for the multiplication of fluids in geothermal reservoirs. One geophysical method for detecting permeable zones is the micro earthquake method. This method records the natural response of stress-strain rocks. This study discusses the micro earthquake distribution, intensity distribution, and fracture orientation. The data used are micro earthquake data recorded by seismograms in the period January - April 2018. Determination of the initial hypocenter earthquake using Hypo71 software. Hypocenter distribution results from the calculation of Hypo71 still have high spatial error and RMS residuals because the velocity model is not in accordance with the subsurface conditions. Therefore, updating the speed model and relocating the hypocenter is needed with Velest Joint Hypocenter Determination (JHD) software. The distribution of the hypocenter that has been moved shows a shift in the position of the hypocenter to the area of ​​the production zone and some follows the surface structure trends. Whereas to map the fracture intensity and orientation distribution, Shear Wave Splitting (SWS) analysis is used. SWS phenomenon occurs when S waves propagate through anisotropic media. S waves will be divided into two polarizations (ɸ) with different speeds, namely Sfast which is parallel and Sslow which is perpendicular to the fracture orientation. Rotational correlation technique is used to determine the SWS parameters, namely the direction of polarization (ɸ) and the time delay (s) of S waves. The results of this study indicate that the central area of ​​the WKP has a high fracture intensity supported by the presence of wells with the largest steam production in the field and the appearance of structures which is more complex on the surface. While the dominant direction of fracture orientation in this study is relatively parallel following the trends of the NW-SE and NE-SW local structures."

"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."

"Kegiatan monitoring dalam suatu manajeman reservoar sangat penting dilakukan untuk mengetahui perubahan kondisi reservoar akibat kegiatan produksi dan reinjeksi. Metode geofisika yang dapat digunakan untuk kegiatan monitoring salah satunya adalah Microgravity yang sangat teliti hingga mencapai orde microgal. Pengukuran telah dilakukan pada tahun 1984 dan tahun 2008 pada Bench Mark yang sama. Menghasilkan gambaran perubahan nilai medan gravitasi yang terjadi akibat kegiatan produksi dan reinjeksi. Perubahan massa dapat diperoleh dari pembuatan model 3D.Hasil dari interpretasi mengindikasikan perubahan gravitasi positif di daerah utara yang disebabkan oleh saturasi air yang lebih besar dan perubahan gravitasi negatif di daerah Timur yang disebabkan oleh saturasi uap yang lebih besar. Dengan ini, dapat dibuat rekomendasi untuk manajemen reservoar.

---

Monitoring activities for reservoir management is important for estimating its changes related to production and reinjection. One of Geophysics method commonly used for monitoring activities is precision microgravity, which had accuracy up to the orde micro gal. Microgravity measurement between 1984 and 2008 had the exact Bench Mark. Giving the illustration of gravity changes values during the process of production and reinjection. Mass changes can be calculated by 3D model.The result are positive gravity values distribution in north region by higher domination of water saturation, negative values distribution in east region by higher domination of vapor saturation, therefore recommendation for reservoir management can be made."

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

---

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

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

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

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

"Lapangan X berada pada Cekungan Jawa Barat Utara dengan stratigrafi yang apabila diurutkan dari usia tua ke muda adalah Basement Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Cibulakan dan Formasi Parigi. Terdapat empat buah sumur yang menjadi pusat penelitian pada lapangan ini. Perhitungan mengenai efektivitas sumur sendiri dilakukan dengan mengidentifikasi konektivitas reservoir yang terpisahkan oleh adanya patahan. Patahan sendiri dapat berlaku sealing maupun leaking, dilihat dari berbagai properti patahan yang dapat dijadikan parameter dalam indikasi sealing ataupun lsquo;leaking. Adapun hasil dari Fault-Seal Analysis yang telah dilakukan adalah keempat sumur tersebut memiliki persebaran vshale yang cukup tinggi dimana sumur PDM-01 memiliki vshale pada kisaran nilai 0.5 pada bagian atas dan menurun persentasenya menjadi 0.1 pada bagian bawah. Sumur PDM-02 memiliki vshale yang beragam, rendah di bagian atas yaitu sebesar 0.1 namun tinggi di bagian bawah yaitu sebesar 0.9-1. Sumur PDM-03 memiliki vshale yang beragam namun cenderung rendah, mulai dari vshale dengan persentase 0.1 hingga 0.5. Sumur PDM-04 memiliki vshale yang beragam dan cenderung rendah, yaitu berkisar antara 0.1-0.5.

---

Field X is located at the North West Java Basin with Basement, Talang Akar Formation. Baturaja Formation, Cibulakan Formation, Parigi Formation sorted based on the geological age. There are four wells those are being considered here. The calculation about the effectivity of the wells are done by identifying the reservoir connectivity those are separated by faults. Faults might be sealing or leaking, considered by the fault properties as the parameters. The results of the Fault Seal Analysis done to the four wells are they have a high vshale distribution where PDM 01 has 0.5 at the top of the well and decreasing to 0.1 at the bottom. PDM 02 has vshale distribution variation 0.1 at the top and 0.9 1 at the bottom. PDM 03 has vshale distribution variation and tend to have a low value 0.1 0.5. PDM 04 has shale variations and with a low value tendency 0.1 0.5."

"[Lapangan AAA merupakan salah satu lapangan gas terbesar di Indonesia. Karakteristik reservoir bagian dangkal lapangan ini berupa batuan pasir dengan lingkungan pengendapan fluvio deltaik berupa channel yang tebal dan diisi gas pada formasi Kampung Baru. Untuk pemetaan reservoir dan hidrocarbon di daerah ini, tidak dapat dilakukan dengan metode inversi akustik impedance (AI) karena padakasus ini AI tidak dapat digunakan untuk memisahkan jenis litologi. Dari hasil analisa sensitivitas didapatkan informasi bahwa log densitas dan log Gamma Ray (GR) dapat digunakan untuk memisahkan lithology dan log Lamda-Rho (LR), VP/VS, Poison’s Ratio (PR), Lamda/Mu (L/M) dapat digunakan untuk memisahkan fluida. Metode inversi simultan digunakan untuk menghitung atribut densitas dan LR dari seismik sehingga dapat diketahui sebaran litologi dan fluida pada daerah ini. Untuk selanjutnya hasil inversi tersebut digunakan dalam pemodelan geologi statik untuk menghitung cadangan. Hasil inversi simultan memperlihatkan ada dua daerah prospek yang besar yaitu padadaerah sumur 3A55 atau segmen AA dan daerah sumur 3G51 atau segmen G. Kedua prospek ini berada pada zona antara marker MFB-MF1 tepatnya pada zona A205 pada model statik yang telah di buat. Hasil perhitungan cadangan pada zona ini di dapatkan cadangan sebesar setengah dari total cadangan area yang di pelajari padapenelitian ini.;AAA field is one of the largest gas fields in Indonesia. Reservoir characteristics of the shallow part of this field are sandstone with depositional environment fluvio deltaik with thick channel and the gas filled formation of Kampung Baru. Reservoirs and hydrocarbon mapping in this area, cannot be done with an acoustic impedanceinversion method (AI) because of the results of the sensitivity analysis AI cannot separate the existing lithology and fluid. From the results of the sensitivity analysis is also obtained information that the log density and log Gamma Ray (GR) can be used to separate lithology and log Lamda-Rho (LR), VP / VS, Poison's Ratio (PR), Lamda / Mu (L / M) can be used to separate the fluid. Simultaneous inversion method is used to calculate the density and LR attribute that can be known from this attribute the lithology and fluid distribution in this area. Then the result of the seismic attribute was used in geology static model building process for volume calculation purpose. Simultaneous inversion results shows that there are two major areas, namely the prospect area or segment of the 3A55 well areas or segment AA and 3G51 well areasor segment G. Both of these prospects located in the zone between the MFB-MF1 markers exactly on the A205 zone on static models that have been made. The result of calculation of reserves in this zone is half of the total reserves in this studied area, AAA field is one of the largest gas fields in Indonesia. Reservoir characteristics of theshallow part of this field are sandstone with depositional environment fluvio deltaikwith thick channel and the gas filled formation of Kampung Baru. Reservoirs andhydrocarbon mapping in this area, cannot be done with an acoustic impedanceinversion method (AI) because of the results of the sensitivity analysis AI cannotseparate the existing lithology and fluid. From the results of the sensitivity analysis isalso obtained information that the log density and log Gamma Ray (GR) can be usedto separate lithology and log Lamda-Rho (LR), VP / VS, Poison's Ratio (PR), Lamda/ Mu (L / M) can be used to separate the fluid.Simultaneous inversion method is used to calculate the density and LR attribute thatcan be known from this attribute the lithology and fluid distribution in this area. Thenthe result of the seismic attribute was used in geology static model building processfor volume calculation purpose.Simultaneous inversion results shows that there are two major areas, namely theprospect area or segment of the 3A55 well areas or segment AA and 3G51 well areasor segment G. Both of these prospects located in the zone between the MFB-MF1markers exactly on the A205 zone on static models that have been made. The result ofcalculation of reserves in this zone is half of the total reserves in this studied area]"

"Reservoir merupakan salah satu komponen utama pada sistem panas bumi. Fluida panas terakumulasi pada reservoir yang merupakan lapisan batuan permeabel. Metode Microearthquake dapat digunakan untuk mengetahui zona permeabel pada sistem panas bumi. Pengamatan hiposenter gempa-gempa mikro yang terjadi merupakan teknik yang cukup menjanjikan dalam mendeteksi zona permeabel pada sistem panas bumi. Penentuan hiposenter awal gempa mikro dilakukan dengan menggunakan metode Single Event Determination SED. Relokasi hiposenter gempa mikro dilakukan untuk mendapatkan lokasi hiposenter yang lebih akurat serta untuk mengurangi pengaruh kesalahan model kecepatan yang tidak sesuai dengan keadaan bawah permukaan yang kompleks. Metode relokasi yang digunakan pada penelitian ini adalah Double Difference yang merupakan metode paling efisien, cepat dan menghasilkan error yang kecil serta tidak memerlukan koreksi stasiun. Data pemantauan aktivitas gempa mikro di lapangan panas bumi R yang digunakan ialah data sejak April 2012 hingga Oktober 2012 dengan menggunakan 18 stastiun pengukuran. Proses pengolahan data dilakukan dari data mentah berupa data time series. Distribusi hiposenter gempa mikro yang telah direlokasi kemudian dicocokkan dengan data pendukung berupa data MT dan Geologi. Dari penelitian yang telah dilakukan didapatkan hasil bahwa pada daerah Selatan Gunung R terdapat aktivitas seismik dalam jumlah yang signifikan. Distribusi gempa mikro di daerah Selatan Gunung R membentuk klaster dan pattern patahan arah Barat Laut ndash; Tenggara. Sebaran titik hiposenter tersebut diinterpretasikan sebagai zona permeabel di bawah permukaan, dengan pattern patahan arah Barat Laut ndash; Tenggara sebagai pengontrol sistem panas bumi Gunung R.

---

Reservoir is one of the important components in geothermal system. Hot fluids are accumulated in Reservoir which is a thick layer of permeable rocks. Micro earthquake method can be used to identify the permeable zone in geothermal system. Observation of the micro earthquake hypocentres is a promising technique in detecting the permeable zone. The determination of the hypocentre is performed by using single event determination method SED Method. Micro earthquake hypocentre relocation is done to get more accurate locations and to reduce errors that happen because of the inaccuracy velocity model that is used.

Relocation method that is used in this research is double difference relocation which is the most efficient, fast and generating less error with no need of station correction. Data recording of micro earthquake activity in R geothermal Field that is used in this research are from June 2012 to October 2012 with 18 stations recording. The processing data starts from raw data which is time series data. The distribution of the hypocentre that has been relocated then matched to the supporting data which are MT and Geology data.

From the research that has been done, the result shows that there is a significant amount of seismic activity on the Southern part of Mount R. The distribution of micro earthquake form cluster and structure pattern NW ndash SE. The distribution of hypocentre can be interpreted as the permeable zone beneath the surface, with a NW SE fault pattern as the controller of the geothermal system on R geothermal field. "

"ABSTRAKDalam penelitian ini kami menggunakan metode yang disebut sebagai Control Source Electromagnetic (CSEM) yang diintegrasikan dengan data seismik, yang dikenal dengan High Resolution Electromagnetic (HREM). HREM adalah teknologi explorasi yang dapat mengidentifikasi adanya hidrokarbon pada seismic section. Teknik HR-EM telah diterapkan pada lapangan Takara di cekungan Sumatera Selatan. Dalam studi ini, kami fokus pada cara yang praktis untuk menurunkan karakterisasi Reservoir dari data awal HR-EM yang diperoleh dari sinyal Electromagnetic survey berupa: Resistivity dan Induce Polarization yang diintegrasikan dengan Interval velocity atau dikenal dengan Integrated Attribute. Dengan mengintegrasikan ketiga parameter tersebut, maka kita dapat meningkatkan kepercayaan kita dalam interpretasi suatu prospect, serta dapat menurunkan resiko dryhole. Kemudian data tersebut di link dengan karakteristik reservoir seperti "Porositas?, "Saturasi air" dan "Ketebalan" dengan menggunakan Template sederhana sehingga kita dapat memperkirakan isi fluida daerah yang belum di bor jika memiliki lingkungan geologi pengendapan yang sama dengan daerah yang telah dibor.

---

ABSTRAKThis research uses a method which is referred to as the control source electromagnetic (CSEM), integrated with seismic data and well logs data. That?s why we call High Resolution electromagnetic (HREM). HREM is land survey technology which can identify the presence of hydrocarbons defined by any anomalies recorded in the seismic section. HR-EM technique has been applied in Takara field at South Sumatra Basin. This study is focused on practical ways to increase confidence level of our interpretation, as well as to reduce the risk of dry hole, by integrating the electrical properties from HR-EM data and elastic properties from seismic data. The elastic property is the interval velocity and the electrical properties are Resistivity and Induce Polarization derived from Electromagnetic signals. The integration of those three parameters is known as Integrated Attribute. Then those data is link with the reservoir characteristics such as porosity, water saturation, and bed thickness by using simple templates. Using this method, we can estimate the fluid content of un-drilled areas if un-drilled area has the same geological depositional environment as the drilled area."

"Studi inversi seismik EI dan LMR untuk lapangan Blackfoot telah dilakukan untuk mengidentifikasi distribusi reservoar dan kandungan fluidanya. Lapangan blackfoot merupakan lapangan gas dan minyak dengan reservoarnya merupakan karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 1555 m, dengan dominasi lapisan glauchonit. Studi ini menggabungkan antara metode inversi elastik impedansi dan metode lambda-mu-rho, dengan harapan dapat mengkarakterisasi reservoar terutama dalam memisahkan kandungan fluida dan memberikan informasi yang signifikan tentang perbedaan litologinya. Konsep inversi EI dan LMR mengacu pada perubahan rasio Vp/Vs yang dapat memberikan dampak yang besar kepada nilai lambda dan mu. Parameter lame`s yang berasosiasi dengan incompresibilitas, diharapkan mampu memberikan informasi tentang fluida yang mengisi pori batuan, sementara parameter mu yang berasosiasi dengan regiditas dapat memberikan informasi terkait jenis batuan. Pada implementasinya data seismik prestack diolah untuk mendapatkan berbagai macam penampang baik itu Rp, Rs, Near stack, Far Stack untuk digunakan sebagai input dalam berbagai proses inversi. Dengan demikian hasil inversi diharapkan bisa menyebarkan secara lateral sensitifitas LMR yang dimiliki oleh setiap sumur untuk memberikan informasi yang signifikan baik dalam hal membedakan litologi, maupun informasi keberadaan fluida.

---

Seismic inversion study of EI and LMR for Blackfoot field has been done to identify the distribution of Reservoar properties and fluid content. Blackfoot field is an oil and gas field with a carbonate Reservoar located at a depth of approximately 1555 m, with the dominance glauchonit layer. This study combines elastic impedance inversion method and the method of the lambda-mu-rho, in hopes of Reservoar characterization, especially in separating the fluid content and provide significant information about the differences in lithology. EI and LMR inversion concept refers to changes in the ratio Vp / Vs that can give a big impact to the value of lambda and mu. Lame`s parameters associated with incompressibility, are expected to provide information about the fluid that fills the pores of rocks, while the parameters associated with regiditity you can provide Information related to the rock type. In implementation prestack seismic data is processed to obtain various kinds of good cross-section was Rp, Rs, Near stack, Far Stack to be used as input in the inversion processes. So the result of inversion is expected to spread laterally LMR sensitivity of each of the wells to provide significant information both in terms of distinguishing lithology, as well as information on the presence of fluid."