Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKImpedansi akustik dan seismik inversi seismik multi-atribut adalah sejumlah metode seismik yang dapat digunakan untuk memetakan distribusi reservoar batu pasir. Dengan menggunakan metode ini, kita dapat memisahkan batupasir dan sumur serpih di Formasi Talang Akar yang ditemukan di Lapangan "Essen", Sub-Basin Ciputat. Kedua metode ini akan dibandingkan satu sama lain untuk mendapatkan hasil yang lebih valid dalam pemetaan reservoar batu pasir. Metode seismik inversi impedansi akustik yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode berbasis model. Sedangkan metode multi-atribut yang digunakan adalah jaringan saraf dalam memetakan volume sinar gamma, volume serpih, dan porositas. Hasil inversi tidak dapat menggambarkan distribusi batupasir cukup baik karena rentangnya terlalu besar dan ada tumpang tindih pada nilai impedansi akustik batupasir dengan rentang (8000-12000) (m / s) * (g / cc). Hasil multi-atribut gamma ray, volume serpih dan porositas, telah terbukti secara konsisten menunjukkan distribusi batupasir yang memiliki kecenderungan dalam distribusi zona reservoar NW-SE (North West-South East). Dari hasil analisis yang dilakukan ada beberapa area potensial yang berpotensi menjadi area pengembangan selanjutnya, yaitu distribusi batupasir di bagian utara dengan porositas efektif tinggi, dan seal yang baik. Di selatan dengan volume besar batupasir, serta distribusi terbentuk pada saluran yang mengelilingi patahan.

---

ABSTRACTAcoustic impedance and seismic multi-attribute seismic inversion are a number of seismic methods that can be used to map the distribution of sandstone reservoirs. Using this method, we can separate sandstones and shale wells in the Talang Akar Formation found in the "Essen" Field, Ciputat Sub-Basin. These two methods will be compared with each other to get more valid results in sandstone reservoir mapping. The acoustic impedance inversion seismic method used in this study is a model based method. Whereas the multi-attribute method used is a neural network in mapping the volume of gamma rays, shale volume, and porosity. The inversion results cannot describe the sandstone distribution well enough because the range is too large and there is an overlap in the acoustic impedance value of the sandstone with a range (8000-12000) (m / s) * (g / cc). The results of the multi-attribute gamma ray, shale volume and porosity, have been shown to consistently show the distribution of sandstones that have a tendency in the distribution of the NW-SE (North West-South East) reservoir zone. From the results of the analysis conducted there are several potential areas that have the potential to become further development areas, namely sandstone distribution in the north with high effective porosity, and good seals. In the south with a large volume of sandstones, and distribution is formed in the channel that surrounds the fault."

"Penelitian dilakukan pada reservoir batupasir di Lapangan "Deju" Formasi Talang Akar, Sub Cekungan Ciputat, Jawa Barat Utara. Struktur geologi yang berkembang di daerah penelitian adalah setengah graben dengan fasies pengendapan yang berkembang dari endapan fluvio-delta hingga endapan laut dangkal di puncak formasi Talang Akar. Karakterisasi waduk di lapangan sangat penting terutama dalam menentukan zona prospek waduk yang akan dikembangkan. Oleh karena itu, identifikasi sebaran litologi batuan reservoir dilakukan dengan menggunakan metode inversi seismik post stack dan sifat fisik reservoir menggunakan analisis petrofisika dapat memudahkan interpreter dalam mengkarakterisasi suatu reservoir. Metodologi penelitian meliputi pengolahan data seismik dan wireline logging, interpretasi horizon dan sesar, pembuatan peta struktur waktu, inversi seismik, dan analisis parameter petrofisika. Dengan metode inversi impedansi akustik seismik didapatkan bahwa trend sebaran reservoir batupasir hanya terkonsentrasi disekitar cekungan dengan range nilai impedansi akustik berkisar antara (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). Dalam perhitungan petrofisika diketahui bahwa sumur LL1 dan LL3 memiliki prospek hidrokarbon yang relatif baik, sedangkan sumur LL4 merupakan sumur prospek non hidrokarbon (dry hole).

---

The research was conducted at a sandstone reservoir in the "Deju" Field of the Talang Akar Formation, Ciputat Sub Basin, North West Java. The geological structure that develops in the study area is a half graben with depositional facies that develops from fluvio-deltaic deposits to shallow marine deposits at the top of the Talang Akar formation. Reservoir characterization in the field is very important, especially in determining the zone of the reservoir prospect to be developed. Therefore, identification of reservoir rock lithology distribution is carried out using post stack seismic inversion method and reservoir physical properties using petrophysical analysis can facilitate interpreters in characterizing a reservoir. The research methodology includes seismic data processing and wireline logging, interpretation of horizons and faults, creation of time structure maps, seismic inversion, and analysis of petrophysical parameters. With the seismic acoustic impedance inversion method, it is found that the distribution trend of the sandstone reservoir is only concentrated around the basin with a range of acoustic impedance values ​​ranging from (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). In petrophysical calculations, it is known that LL1 and LL3 wells have relatively good hydrocarbon prospects, while LL4 wells are non-hydrocarbon prospects (dry hole)."

"Inversi Impedansi Akustik dan multi atribut merupakan bagian dari metode seismik yang digunakan dalam mengkarakterisasi reservoir. Melalui inversi impedansi akustik memberikan gambaran mengenai fluida dan litologi dari reservoir, multi atribut dapat mengkarakterisasi reservoir secara lebih baik, dan atribut variansi digunakan dalam mengidentifikasi keberadaan struktur geologi. Berdasarkan ketiga metode akan menghasilkan peta resolusi lateral yang baik sekaligus mengidentifikasi sebaran batuan yang ada serta pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas pada Lapangan "V”, Formasi Lower Talang Akar, Cekungan Sumatera Selatan. Tujuan Penelitian yaitu menentukan karakterisasi dari zona prospek pada batuan reservoir berdasarkan peta struktur geologi bawah permukaan dan peta impedansi akustik, menentukan distribusi porositas berdasarkan analisis multi-atribut, dan mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi berdasarkan atribut variansi. Hasil penelitian menunjukkan terdapat 3 patahan normal berorientasi timur laut – barat daya berperan menjadi hydrocarbon trap. Zona reservoir pada Sumur-A memiliki karakteristik impedansi akustik dengan rentang 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) sedangkan Sumur-B dengan rentang 9000 ((m/s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) dan gamma ray < 60 gAPI. Porositas pada lapangan “V” mengindikasikan porositas yang cukup baik hingga baik sebesar 17 – 20 % untuk Sumur-A dan 12 - 15 % untuk Sumur-B yang terdistribusi relatif berada di timur laut dan barat daya.

---

Acoustic impedance inversion and multi-attribute are part of seismic method used to characterize the reservoir. Through acoustic impedance inversion, provides an overview the fluid and lithology of reservoir, multi-attributes can better characterize reservoir, and variance attribute is used to identify presence of geological structures. Based on the three methods will produce a good lateral resolution map as well as identify the distribution of existing rocks and effect of faults on oil and gas exploration in the "V" Field, Lower Talang Akar Formation, South Sumatra Basin. The research objective is to determine the characterization of the prospect zone in reservoir rocks based on the map. subsurface geological structure and acoustic impedance map, determine the distribution of porosity based on multi-attribute analysis, and determine the effect of faults on exploration based on variance attributes. The results show that 3 normal faults oriented northeast – southwest act as hydrocarbon traps. Reservoir zone Well-A has characteristic acoustic impedance 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) while Well-B has 9000 ((m/cc) s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) and gamma ray < 60 gAPI. The porosity in “V” field indicates a fairly good porosity up to 17-20% for Well-A and 12-15% for Well-B which are distributed relatively in the northeast and southwest."

"Lapangan SP merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Cekungan Arjuna. Berdasarkan data sumur FD-01 pada Main Formation ditemukan keberadaan hidrokarbon. Data Drill Steam Test pada Top B-28B dan Top B-29A menunjukan keberadaan hidrokarbon gas. Oleh karena itu perlu dilakukan karakterisasi reservoar pada zona target tersebut dengan menggunakan metode Impedansi Akustik (IA), AVO, dan Lambda Mu Rho. Tahapan pengolahan data pada penelitian ini yaitu melakukan inversi IA, dilanjutkan analisa respon AVO dan Lambda Mu Rho. Hasil inversi IA mampu memisahkan lapisan reservoar sandstone dan non reservoar shale. Nilai IA yang di golongkan sebagi reservoar sandstone B-28B dan B-29A terletak pada rentang nilai 10.000 (ft/s)(gr/cc) - 12.500 (ft/s)(gr/cc). Sedangkan yang non reservoar memiliki nilai IA antara 13.000 (ft/s)(gr/cc) - 15.000 (ft/s)(gr/cc). Nilai IA sandstone lebih rendah dibanding shale secara geologi mengidikasikan reservoar sandstone tersebut bersifat unconsolidated. Berdasarkan delineasi sebaran impedansi akustik, sandstone B-28B dan B29-A pada arah timur - barat menipis kearah cekungan di sebelah barat, dan pada arah utara - selatan sandstone menipis ke arah cekungan di sebelah selatan. Analisa respon AVO pada data gather menunjukan AVO kelas IV, yang berasosiasi dengan low impedace contrast yang sesuai dengan hasil inversi Impedansi Akustik. Respon AVO kelas IV secara geologi berasosiasi dengan lapisan unconsolidated sandstone dengan penutup shale di atasnya. Lambda Mu Rho dapat mendelineasi keberadaan reservoar sandstone yang berisi gas. Nilai Mu Rho yang di interpretasi sebagi sandstone B28-B dan B-29A memiliki nilai 0,75 (GPa)(gr/cc) - 1,40 (GPa)(gr/cc). Sandstone B-28B dan B-29A memiliki nilai Lambda Rho antara 1 (GPa)(gr/cc) - 5,8 (GPa)(gr/cc). Berdasarkan delineasi Lambda Rho dan Mu Rho, sumber pengendapan sandstone B-28B dan B-29A pada cekungan arjuna berasal dari arah utara dan timur. Hasil penelitian ini diharapkan bisa menjadi masukan dalam penentuan titik pengeboran sumur eksplorasi yang baru. Secara geologi dan hasil dari Lambda Mu Rho sebaiknya diletakan pada pada lintasan SP02 CDP 1005050. Dimana titik tersebut terletak pada puncak antiklin dan memiliki nilai Lambda Rho rendah yang berasosiasi dengan gas.

---

SP exploration field, which is located at Arjuna Basin, shows hydrocarbon potential in Main formation based on well data FD-01. Drill Steam Test data at Top B-28B and Top B-29A shows any gas hydrocarbon. Therefore, reservoir characterization in target zone is needed using several method such as Acoustic Impedance (AI), AVO, and Lambda Mu Rho. This research has been divided into three domain step: AI inversion, AVO responses analysis, and Lambda Mu Rho.

The result from AI inversion can separate lithology between sandstone reservoir and shale non reservoir. AI value from sandstone reservoir B-28B and B-29A in range 10000 (ft/s)(gr/cc) – 12500(ft/s)(gr/cc) and non reservoir has AI value in range 13000 (ft/s)(gr/cc) – 15000 (ft/s)(gr/cc). Giologically, AI value of sandstone is lower than shale which indicating sandstone reservoar has unconsolidated properties. Based on deliniation of AI distribution, B-28B and B-29A sandstone at East - West direction decrease toward to west basin, and sandstone at North - South direction decrease toward to south basin.

AVO response analysis on gather data shows class IV AVO, this response associated with low impedance contrast related to AI inversion result. Geologically, Fourth class of AVO response associates between unconsolidated sandstone layer overlaid with shale caprock on top. Lambda Mu Rho result can delineate any gas bearing sand. Sandstone reservoir B-28B and B-29A has Mu Rho value in range 0.75 (Gpa)(gr/cc) – 1.40 (Gpa)(gr/cc) and Lambda Rho in range 1 (Gpa)(gr/cc) - 5.8 (Gpa)(gr/cc). According to Lambda Rho and Mu Rho delineation, depositional source of sandstone B-28B and B29-A are from north and east Arjuna Basin.

Results from this research can be used as a guidance to locate a new wellbore exploration. From geological and Lambha Mu Rho results, the wellbore should be put on line SP02 CDP 1005050, where this area is located at top of anticline and has a low Lambdha Rho value which is associated with gas potential."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Saat ini, jumlah kandungan minyak dan gas konvensional yang tersedia semakin terbatas sedangkan cadangan semakin rendah. Oleh karena itu diperlukan eksplorasi akan sumber daya baru, salah satu solusinya adalah dengan memperluas eksplorasi hidrokarbon dengan cara konvensional maupun unconvensional, dan untuk mengurangi tingginya kegagalan dalam tahapan eksplorasi ini maka diperlukan pembelajaran petroleum system terutama source rock. Source rock yang memiliki potensi tinggi harus mempunyai kandungan kerogen yang cukup untuk dapat mengenerateminyak maupun gas ke perangkap-perangkap hidrokarbon disekitarnya. Dalam penelitian ini memaparkan aplikasi metode Passey dan untuk memetakan source rock dengan kandungan TOC yang berbeda-beda di setiap kedalaman dan responnya pada seismik inversi, kemudian dihitung potensinya sehingga didapat peta penyebaran source rock dan total hidrokarbon yang sudah tergenerate ke perangkap-perangkap struktur maupun yang masih tersisa di dalam source rock itu sendiri. Penelitian ini pun mengintegrasikan data geokimia, analisa petrofisika, dan teknik seismik inversi dalam mengkarakterisasi zona yang berpotensi. Tahapan awal eksplorasi dalam penentuan sweetspot adalah dengan menggunakan metode passey untuk menghasilkan data log pseudo TOC. Kedua, melakukan analisa petrofisika untuk mendapatkan parameter fisis yang sensitif pada formasi target.Ketiga adalah dengan mengaplikasikan seismik inversi Impedansi akustik (AI) untuk mengetahui persebaran batuserpih yang mengandung potensi gas berdasarkan nilai TOC dan parameter fisis yang sensitif pada formasi target. Keempat melakukan penghitungan sumber daya yang sudah tergenerate dan yang masih tersisa dalam tubuh shale sebagai source rock.

---

Currently, the amount of available conventional gas and oil content are more limited while the amount of reserves has been decreased. Therefore we need an exploration of new resources, one solution is to expand the exploration of hydrocarbons by means of conventional or unconvensional, and to reduce the high failure in the exploration phase of the learning required for this petroleum system primarily source rock. Source rock that has high potential must have a sufficient content of kerogen to oil or gas can be generate to the hydrocarbon traps nearby.

In this research exposes Passey Method and application method to map the source rock TOC content varies with each depth and seismic inversion, the response was then calculated its potential so obtained a map of the spread of source rock and hydrocarbon that already total generated to structures trap as well as those still remaining in the source rock itself.

In this study integrates geochemical data, analysis of petrophysic, and seismic inversion technique to characterize potential zones. Early stages of exploration in the determination of sweetspot is using Passey Method to generate pseudo TOC. Second, petrophysical analysis to obtain physical parameters that are sensitive to the target formation. Third is by applying accustic impedance seismic inversion to determine the distribution of shale rock that contain gas potential based on the value of TOC and physical parameters that are sensitive to the target formation. Fourth do calculating resources have generated and remaining in a shale as source rock"

"Kabupaten Natuna merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Lapangan “X” merupakan lapangan yang terletak di Cekungan Natuna Barat dan potensi pada lapangan tersebut perlu terus dilakukan evaluasi dan optimalisasi produksi guna memenuhi kebutuhan energi dalam negeri di masa yang akan datang. Metode seismik refleksi merupakan salah satu metode geofisika yang seringkali digunakan untuk melakukan eksplorasi dan pengembangan hidrokarbon. Pada penelitian ini digunakan metode inversi impedansi akustik dan analisis atribut seismik untuk melakukan identifikasi distribusi reservoir pada daerah penelitian. Penelitian dilakukan pada zona target yang terletak di Formasi Upper Gabus, dimana Formasi Upper Gabus dapat dikatakan sebagai reservoir rock yang cukup baik karena memiliki sifat porositas yang baik. Berdasarkan analisis atribut seismik variance, dapat diinterpretasikan keberadaan sesar normal dengan orientasi NW – SE dan sesar naik dengan orientasi SW – NE yang berpotensi sebagai trap struktural pada Lapangan X. Berdasarkan peta atribut amplitudo RMS dan atribut envelope pada zona target, zona prospek reservoir berasosiasi dengan nilai amplitudo RMS tinggi yang berada pada rentang 7000 - 9500 mm/s dan nilai envelope tinggi yang berada pada rentang 8500 – 14000 mm/s. Berdasarkan peta atribut spectral decomposition dan atribut amplitudo RMS, dapat digambarkan pola lingkungan pengendapan yang diasumsikan arah sedimentasi berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE) dengan sistem pengendapan berupa fluvial channel. Pada penelitian ini didapatkan estimasi nilai impedansi akustik batupasir pada Lapangan X berkisar antara 17.000 hingga 23.000 (ft/s)*(g/cc) dan dapat diperkirakan tren persebaran berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE). Berdasarkan penelitian ini, persebaran zona prospek reservoir terletak pada daerah tinggian dalam domain waktu yang berkisar antara -1300 hingga -1200 ms, dimana daerah tinggian tersebut diasumsikan berasosiasi dengan keberadaan antiklin.

---

Natuna Regency is one of the largest oil and gas producing regions in Indonesia. Field "X" is a field located in the West Natuna Basin and the potential in this field needs to be continuously evaluated and optimized for production to fulfil energy needs in the future. The seismic reflection method is a geophysical method that is often used to explore and develop hydrocarbons. In this study, the acoustic impedance inversion method and seismic attribute analysis were used to identify the reservoir distribution in the study area. The research was conducted on the target zone which is located in the Upper Gabus Formation, where the Upper Gabus Formation can be said to be a fairly good reservoir rock because it has good porosity properties. Based on the analysis of variance attributes, it can be interpreted that there are normal faults with NW – SE orientation and reverse faults with SW – NE orientation that have the potential to act as structural traps in Field “X”. Based on the map of the RMS amplitude attribute and envelope attribute in the target zone, the reservoir prospect zone is associated with high RMS amplitude values in the range of 7000 - 9500 mm/s and high envelope values in the range of 8500 – 14000 mm/s. Based on the spectral decomposition attribute map and the RMS amplitude attribute, it can be described the pattern of depositional environment which can be assumed the direction of sedimentation originates from the southwest to the northeast (SW - NE) with a fluvial channel depositional system. In this study, the estimated acoustic impedance values of the sandstones in Field X ranged from 17,000 to 23,000 (ft/s)*(g/cc) and it can be estimated that the distribution trend originates from southwest to northeast (SW – NE). Based on this study, the distribution of the reservoir prospect zone located in the high areas in the time domain ranging from -1300 to -1200 ms, where the high areas are assumed to be associated with the presence of anticline."

"Lapangan Z yang berlokasi di Sub-cekungan Cipunegara merupakan salah satu lapangan penghasil gas dengan reservoir berlitologi karbonat platform dan karbonat reef. Berdasarkan 7 data sumur dan data seismik 3D PSTM, sumur A1, A3, G1, W1, C18, C19, dan C26 menunjukan bahwa zona interest dalam penelitian ini yaitu layer F menunjukan kedalaman dan karakteristik yang berbeda. Selanjutnya, berdasarkan data sumur yang tersedia akan dilaksanakan analisa petrofisika yang bertujuan untuk mengkarakterisasi reservoir berdasarkan properti batuan, seperti porositas, densitas, saturasi air, kecepatan batuan (Vp dan Vs) dan sebagainya. Dalam ketiadaan data Vs, nilai Vs tersebut akan didapat dengan dilakukannya proses deep learning. Setelah data Vs didapatkan, dilaksanakan analisa sensitivitas melalui crossplot yang bertujuan untuk mencari parameter yang sensitive terhadap perubahan litologi. Hasil didapat parameter AI cukup sensitive sehingga dipakai untuk proses inversi. Inversi dalam penelitian ini adalah jenis model based. Berdasarkan peta persebaran AI hasil inversi, lapisan F dengan litologi karbonat ditandai dengan warna hijau sampai kuning-jingga dengan nilai cut-off 6800 ((m*s)/(g/cc)). Selanjutnya akan dilaksanakan proses validasi hasil inversi AI menggunakan deep learning sebagai pendekatan yang berbeda. Hasil deep learning menunjukan nilai validasi yang cukup baik. Hal ini dapat disimpulkan bahwa inversi AI dan deep learning dapat dipakai sebagai inovasi yang baik untuk proses karakterisasi reservoir.

---

Field Z, located in the Cipunegara Sub-basin, is one of the gas-producing fields with carbonate platform and carbonate reef reservoirs. Based on 7 wells data and 3D PSTM seismic data, A1, A3, G1, W1, C18, C19, and C26 wells show that the zone of interest in this study named the F layer shows different depths and characteristics. Furthermore, based on available well data, will be carried out a petrophysical analysis that aims to characterize the reservoir based on rock properties, such as porosity, density, water saturation, rock velocity (Vp and Vs), and so on. In the absence of data Vs, the value of Vs will be obtained by doing a deep learning process. After the Vs data is obtained, a sensitivity analysis is carried out through a cross plot that aims to find parameters that are sensitive to changes in lithology. The result shows that the AI parameter is quite sensitive, so that Acoustic Impedance or AI is used for the inversion process. Inversion in this research is a model-based type. Based on the AI distribution map of inversion results, the F layer with carbonate lithology is marked in green to yellow-orange with a cut-off value of 6800 ((m*s)/(g/cc)). Furthermore, the AI inversion result will be validated using deep learning as a different approach than usual. The deep learning results shows a good validation score. It can be concluded that AI inversion and deep learning can be used as good innovations for reservoir characterization processes."

"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."

"Masalah yang dihadapi Management Asset 3 Pertamina EP adalah pencatatan nilai cadangan (P1) yang kecil sehingga mengharuskan Management Asset 3 Pertamina EP untuk melakukan assessment & pengurasan produksi yang lebih.Penelitian dilakukan pada reservoir sandstone Struktur “Y” Formasi Talang Akar Sub-Cekungan Ciputat, Jawa Barat Utara. Salah satu formasi yang mengasilkan hidrokarbon, yaitu formasi Talang Akar (TAF) yang tersusun dari batupasir dan batuserpih yang saling berselingan. Oleh karena itu, dilakukan analisa karakter fisik reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar – Cekungan Jawa Barat Utara.Metode yang dilakukan adalah inversi seismic impedansi akustik (AI) untuk mengetahui kemenerusan dari reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar. Penerapan inversi seismic impedansi akustik dilakukan untuk memisahkan parameter lapisan reservoir batupasir dengan lapisan batuan lainnya. Kemudian dilakukan analisa petrofisika berdasarkan data log sumur dan data PVT. Selanjutnya menghitung Initial In Place secara volumetric berdasarkan sebaran picking horizon dan data log.

---

The optimization of oil production in existing field and increasing development plan for delineation drilling for improve oil productivity of Pertamina EP Asset 3. One of reservoir engineer duties is has to improve the quality/characterization of subsurface, so that all work plans can be achieved and oil recovery shall be improved.

This study was carried out on sandstone reservoir of the "Y" Structure Talang Akar Formation in the Ciputat Sub-Basin, North West Java, which due to cumulative production has exceeded the reserve value.The methodology is to assess an acoustic impedance (AI) seismic inversion for determine the continuity of the sandstone reservoir in Talang Akar formation.

The application of acoustic impedance seismic inversion is done to separate parameters of sandstone reservoir layer with other rock layers. Then we evaluate a petrophysical analysis calculation based on well log data and PVT data. Furthermore, counting back Initial In Place volumetrically based on distribution of picking horizons and log data. "