Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Metode seismik refleksi merupakan metode yang biasa digunakan untuk memetakan kondisi bawah permukaan bumi, terutama dalam keperluan eksplorasi hidrokarbon. Reservoir dapat dievaluasi menggunakan metode seismik inversi, yaitu salah satu metode yang mampu mengolah data seismik hingga menghasilkan nilai Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI) pada batuan di bawah permukaan bumi. Namun, metode seismik inversi terkadang menghasilkan respon yang tidak unik dan dapat menghasilkan respon yang beragam, sehingga diperlukannya ada analisis lebih lanjut. Secara geostatistik, metode inversi dilakukan dengan metode stokastik yang mampu memberikan hasil dengan tingkat akurasi dan korelasi tinggi. Hasil inversi stokastik yang dilakukan akan menghasilkan parameter fisis Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI), yang bisa digunakan juga untuk mendapatkan nilai VP/VS Ratio. Sebaran hidrokarbon dianalisis berdasarkan kombinasi hasil inversi geostatistik AI dan SI yang dianalisis dalam bentuk model dan peta. Nilai AI tinggi (20000 - 25000 g/cc m/s) dan Vp/Vs tinggi (2,8 – 3,2) berasosiasi dengan keberadaan hidrokarbon dalam reservoir dengan porositas antara 0.25-0.35.

---

The seismic reflection method is a method commonly used to map subsurface conditions, especially for hydrocarbon exploration purposes. Reservoirs can be evaluated using the inversion seismic method, which is a method capable of processing seismic data to produce Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) values in rocks below the earth's surface. However, the inversion seismic method sometimes produces a response that is not unique and can produce multiple responses, so that further analysis is needed. Geostatistically, the inversion method is carried out with the stochastic method which is able to provide results with high levels of accuracy and correlation. The results of the stochastic inversion will produce physical parameters of Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI), which can also be used to obtain the VP / VS Ratio value. The distribution of hydrocarbons is analyzed based on the combination of AI and SI geostatistical inversion results that are analyzed in the form of models and maps. High AI values (20000 - 25000 g / cc m / s) and high Vp / Vs (2.8 - 3.2) are associated with the presence of hydrocarbons in the reservoir with porosity between 0.25-0.35."

"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."

"Cekungan Jawa Timur Utara membentang sepanjang lebih dari 600 km dari barat ke timur, dan memanjang sekitar 250 km dari arah utara ke selatan, serta telah menjadi tempat eksplorasi dan eksploitasi minyak sejak seratus tahun lamanya (Lunt, 2013). Pada batas antara Eosen dan Oligosen, Central Deep mulai mengalami pemekaran (rifting), kemudian terjadi subsidensi secara cepat ke kondisi laut sangat dalam dan menangkap sebagian besar sedimen yang sebelumnya tertransport jauh ke arah timur. Daerah penelitian berada di area struktur Central Deep, tepatnya pada formasi Kujung. Formasi tersebut didominasi oleh litologi claystone dengan banyak sisipan tipis karbonat dan batupasir. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir yang ada pada formasi Kujung (middle Kujung hingga lower Kujung) menggunakan inversi seismik simultan dan transformasi LMR. Metode tersebut akan menghasilkan model properti batuan berupa Zp, Zs, densitas, rigiditas, dan inkompresibilitas, yang dapat digunakan untuk mengetahui sebaran litologi dan kandungan fluida di dalam batuan. Berdasarkan hasil analisis, dapat disimpulkan bahwa hasil inversi simultan mampu mendelineasi zona reservoir karbonat dan batupasir dengan masing-masing nilai parameter sebagai berikut. Reservoir karbonat memiliki nilai impedansi P sebesar 8823 – 11788 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 5338 – 6636 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.47 – 2.7 gr/cc, dan rasio VpVs paling rendah yaitu 1.63 – 1.8. Sedangkan reservoir batupasir memiliki nilai impedansi P sebesar 7764 – 8823 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 4597 – 5338 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.33 – 2.47 gr/cc, dan rasio VpVs sebesar 1.75 – 1.99. Hasil transformasi LMR menunjukkan bahwa reservoir yang mengandung hidrokarbon memiliki nilai parameter sebagai berikut. Zona hidrokarbon pada karbonat memiliki nilai inkompresibilitas 31.9 – 34.2 GPA*gr/cc dan riditas 22.7 – 32.1 GPA*gr/cc. Sedangkan zona hidrokarbon pada batupasir memiliki nilai inkompresibilitas 27.9 – 31.9 GPA*gr/cc dan rigiditas 17.4 – 22.7 GPA*gr/cc.

---

The North East Java Basin extends more than 600 km from west to east, and about 250 km from north to south, has been a place of oil exploration and exploitation for hundred years (Lunt, 2013). At the boundary between the Eocene and the Oligocene, the Central Deep begins to rifted, then subsided rapidly to very deep sea conditions and captures most of the sediment that was previously transported far to the east. The research area is in the Central Deep structure, precisely in the Kujung formation. The formation is dominated by lithology of claystones with many thin interbeds of carbonates and sandstones. This study aims to characterize the reservoir in the Kujung formation (middle Kujung to lower Kujung) using simultaneous seismic inversion and LMR transformation. This method will produce a rock property model in the form of Zp, Zs, density, rigidity, and incompressibility, which can be used to determine the lithological distribution and fluid content of the rocks. Based on the results of the analysis, it can be concluded that the simultaneous inversion result can delineate the carbonate and sandstone reservoir zones with each of the following parameter values. The carbonate reservoir has a P-impedance value of 8823 - 11788 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 5338 - 6636 (m/s)*(gr/cc), density of 2.47 - 2.7 gr/cc, and the lowest value of Vp/Vs is 1.63 - 1.8. While the sandstone reservoir has a P-impedance value of 7764 - 8823 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 4597 - 5338 (m/s)*(gr/cc), density of 2.33 - 2.47 gr/cc, and the Vp/Vs of 1.75 - 1.99. The results of the LMR transformation show that the reservoir containing hydrocarbons has the following parameter values. The hydrocarbon zone in the carbonate has an incompressibility value of 31.9 - 34.2 GPA*(gr/cc) and rigidity of 22.7 - 32.1 GPA*(gr/cc). Meanwhile, the hydrocarbon zone in the sandstones has an incompressibility value of 27.9 - 31.9 GPA*(gr/cc) and rigidity of 17.4 - 22.7 GPA*(gr/cc)."

"Lapangan Eka terletak di Cekungan Sumatra Tengah, dengan reservoar berupa batuan sedimen tersier utama yang memproduksi hidrokarbon. Reservoar lapisan tipis ini berada Formasi Bekasap dan dibagi menjadi 3 zona reservoar utama Bekasap A, B, dan C. Karakterisasi reservoir dilakukan untuk mendelineasi distribusi reservoir dalam Formasi Bekasap dengan menggunakan inversi seismik, Inversi Deterministik DI , dan Inversi Geostatistik GI. GI adalah metode simulasi yang menggunakan data seismik, hasil DI, dan data log sumur. GI dapat memisahkan reservoir yang tebal menjadi beberapa lapisan tipis yang ketebalan sebenarnya di bawah ketebalan tuning. Analisis cross plot menunjukkan Impedansi Akustik AI tidak dapat membedakan litologi antara pasir dan serpih dalam Formasi Bekasap. Namun, AI cukup baik dalam memisahkan pasir dan serpih pada Bekasap A dan Bekasap B. Lithologi pasir memiliki nilai impedansi akustik yang berkisar antara 18213 - 25043 gr / cm3 ft / s. Pasir berpori reservoir memiliki parameter cutoff tambahan yang porositasnya total, berkisar antara 0.2649 - 0.4136. Hasil DI mencitrakan hasil blocky pada distribusi batu pasir. Keterbatasan inversi deterministik dalam resolusi vertikal membuatnya sulit untuk membedakan reservoar berlapis tipis dan mengasumsikan lapisan tersebut sebagai satuan tubuh pasir yang tebal. DI juga tidak bisa menyelesaikan masalah non-keunikan. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menggambarkan distribusi reservoir dengan resolusi lebih tinggi. GI diterapkan pada alur kerja inversi. Hasil GI dapat mencitrakan distribusi reservoar berlapis tipis yang DI tidak dapat selesaikan.

---

Eka field is located in Central Sumatra Basin, the largest principal Indonesia tertiary sediment basin producing hydrocarbon. Having great potential to produce hydrocarbon, Bekasap Formation were divided into 3 reservoir zones Bekasap A, B, and C. Reservoir characterization was conducted to delineate the distribution of reservoir within Bekasap Formation by generating seismic inversions, Deterministic Inversion DI, and Geostatistic Inversion GI . GI is a simulation method honoring seismic data, DI result, and well log data. The GI can separate the blocky layers of the reservoir into several thin layers which thicknesses are below the tuning thickness.

Cross plot analysis showed the Acoustic Impedance AI cannot distinguish lithology between sand and shale in Bekasap Formation. However, AI is was quite good in separating sand and shale on Bekasap A and Bekasap B. The sand lithology has the value of acoustic impedance ranges from 18213 ndash 25043 gr cm3 ft s. The porous sand reservoir has additional parameter cut off which is porosity total, ranging from 0.2649 ndash 0.4136.

DI result shows the blocky event on sand distribution. The limitation of deterministic inversion in vertical resolution makes it hard to differentiate the thin bed layers of reservoir which assumes the layers as one thick body sand. DI cannot resolve the non uniqueness matter. The aim of this research is to delineate the distribution of the reservoir with higher resolution. GI is applied to the inversion workflow. GI results in high definition imaging that can highlight the distribution of the thin bed reservoirs which DI cannot."

"Melalui metode inversi seismik yang digabungkan dengan simulasi geostatistik diperoleh suatu gambaran yang lebih rinci mengenai karakter reservoar pada lapangan "X", Cekungan Kutai dibandingkan dengan metode inversi seismik secara deterministik baik secara lataeral maupun vertikal. Proses inversi terlebih dahulu dilakukan kemudian dilanjutkan proses simulasi geostatistik untuk menghasilkan kemungkinan-kemungkinan terbaik model sebaran properti lapisan zona target disesuaikan dengan kondisi geologi lapangan dan mendekati batasanbatasan data yang dimiliki. Analisa variogram terhadap sebaran data lateral maupun horizontal memerlukan pengerjaan khusus terkait isotropik dan anisotropik. Untuk pendekatan geostatistik inversi pada lapangan "X" Cekungan Kutai diperoleh sebaran data impedansi akustik dengan resolusi vertikal yang lebih baik dibandingkan hasil dari inversi biasa, walaupun secara statistik tidak nampak perbedaan. Simulasi probabilitas sebaran batu pasir terhadap hasil geostatistik inversi diperoleh sebagai hasil terbaik dari beberapa kemungkinankemungkinan yang ada.

---

Seismic inversion methods was combined with geostatistical simulation to obtain a more detailed picture of the characteristic of the reservoir on the field "X", Kutai Basin compared with the seismic inversion methods deterministically both lateral and vertically. Inversion process first made and then continued with geostatistical simulation process to produce the best possibilities layer property distribution models tailored to the target zone of the geological conditions of the field and approached the limits of data held.

Variogram analysis of the lateral and horizontal distribution of the data requires special processing adjustment associated to isotropic and anisotropic. For geostatistical inversion approach on the field "X" Kutai Basin acoustic impedance data obtained distribution with better vertical resolution than the result of the usual inversion, although the difference was not statistically visible. Simulating the probability distribution of sandstone on the results of geostatistical inversion was obtained as the best result of several possibilities exist."

"Lapangan ‘B’ merupakan lapangan prospek hidrokarbon yang berlokasi di offshorecekungan Kutai, Kalimantan Timur. Untuk mengetahui karakterisasi reservoir lapangan‘B’, dilakukan pemodelan porositas dan saturasi air menggunakan inversi AI, multiatributseismik dan probabilistic neural network. Penelitian ini menggunakan data seismik 3DPSTM dan data sumur (AND-1, AND-2, AND-3 dan AND-4). Pada data seismik dan datasumur dilakukan inversi AI untuk mengetahui sifat litologi area penelitian. Kemudian,hasil AI ditransformasikan untuk mendapatkan model porositas. Metode multiatributseismik menggunakan beberapa atribut untuk memprediksi model porositas dan saturasiair. Setelah itu, diaplikasikan sifat non-linear dari probabilistic neural network sehinggamenghasilkan model porositas dan saturasi air hasil probabilistic neural network (PNN).Model porositas dan saturasi air transformasi AI, multiatribut seismik dan PNN divalidasidengan nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk mengetahui apakah modelporositas dan saturasi air tersebut merepresentatifkan nilai data sumur. Validasi dilakukanpada sumur AND-1 dan AND-2. Nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk AND-1 adalah 25.3 – 35.9% dan 45 – 60%, dan nilai porositas dan saturasi air AND-2 adalah11 – 35% dan 15 – 82%. Nilai porositas AND-1 hasil transformasi AI sekitar 16 – 67%,multiatribut seismik sekitar 11.5 – 27% dan PNN sekitar 11.5 – 27%. Nilai saturasi airAND-1 hasil multiatribut seismik sekitar 4 – 63% dan PNN sekitar 18 – 63%. Nilaiporositas AND-2 hasil transformasi AI sekitar 52 – 72%, multiatribut seismik sekitar 11– 21.5% dan PNN sekitar 11 – 21.5%. Nilai saturasi air AND-2 hasil multiatribut seismiksekitar 63 – 85% dan PNN sekitar 63 – 85%. Kemudian, metode multiatribut seismik danPNN didapatkan nilai korelasi antara parameter target dengan parameter prediksi. Modelporositas multiatribut seismik memiliki korelasi 0.840836 dan PNN memiliki korelasi0.936868. Model saturasi air multiatribut seismik memiliki korelasi 0.915254 dan PNNmemiliki korelasi 0.994566. Model porositas transformasi AI memiliki rentang yanglebih tinggi dibandingkan dengan data sumur. Model porositas dan saturasi air metodePNN memiliki rentang nilai yang cukup dekat dengan data sumur dan memiliki korelasiyang lebih tinggi dibandingkan dengan metode multiatribut seismik. Oleh sebab itu,model porositas dan saturasi air metode PNN merupakan model prediksi terbaik.Berdasarkan model PNN, reservoir zona target lapangan ‘B’ memiliki nilai impedansiakustik 25384 – 26133 ((ft/s)*(g/cc)), porositas sekitar 15 – 27% dan nilai saturasi airsekitar 11 – 63%.

---

The 'B' field is a hydrocarbon prospect field located in the offshore Kutai Basin, East

Kalimantan. To determine the characterization of the ‘B’ field reservoir, porosity and

water saturation modeling was carried out using AI inversion, seismic multiattribute and

probabilistic neural network. This study uses 3D PSTM seismic data and wells data

(AND-1, AND-2, AND-3 and AND-4). In seismic data and wells data, AI inversion was

carried out to determine the lithological characteristics of the research area. Then, the AI

results were transformed to obtain a porosity model. The seismic multiattribute method

uses several attributes to predict the porosity and water saturation model. After that, the

non-linear properties of the probabilistic neural network were applied to produce the

porosity and water saturation model of the probabilistic neural network (PNN). The

porosity and water saturation model of AI transformation, seismic multiattribute and PNN

were validated with the porosity and water saturation values of the wells data to determine

whether the porosity and water saturation models represent the wells data values.

Validation was carried out on AND-1 and AND-2 wells. The porosity and water

saturation value of the well data for AND-1 around 25.3 - 35.9% and 45 - 60%, and the

porosity and water saturation value of AND-2 around 11 - 35% and 15 - 82%. The

porosity value of AND-1 as a result of AI transformation is around 16 - 67%, the seismic

multiattribute about 11.5 - 27% and the PNN about 11.5 - 27%. The water saturation value

of AND-1 resulted from seismic multiattribute around 4 - 63% and PNN around 18 - 63%.

The porosity value of AND-2 transformed by AI around 52 - 72%, the seismic

multiattribute around 11 - 21.5% and the PNN around 11 - 21.5%. The water saturation

value of AND-2 result from the seismic multiattribute around 63 - 85% and PNN around

63 - 85%. Then, the multiattribute seismic and PNN methods obtained the correlation

value between the target parameter and the predicted parameter. The seismic

multiattribute porosity model has a correlation of 0.840836 and PNN has a correlation of

0.936868. The multiattribute seismic water saturation model has a correlation of 0.915254

and PNN has a correlation of 0.994566. The AI transformation porosity model has a

higher range than the wells data. The PNN method of porosity and water saturation model

has a fairly close range of values to wells data and has a higher correlation than the

multiattribute seismic method. Therefore, the porosity and water saturation model of the

PNN method is the best prediction model. Based on the PNN model, the field target zone

reservoir 'B' has an acoustic impedance value about 25384 – 26133 ((ft/s) * (g/cc)), a

porosity of 15 - 27% and a water saturation of 11 - 63%."

"Lapangan ‘R’ merupakan lapangan eksplorasi yang berada pada Cekungan Jawa Timur Bagian Utara. Data yang digunakan pada studi ini meliputi data seismik darat 2D post stack danpre stack serta data log sumur. Pada data post stack terlihat adanya bright spot sebagai indikator keberadaan hidrokarbon (direct hidrokarbon indicator). Anomali DHI yang muncul pada data post stack memperlihatkan adanya energy atau nilai amplitudo yang membesar disbanding amplitudo sekitarnya. Anomali ini menjadi acuan untuk menganalisa anomali amplitudo terhadapoffset yang dikenal dengan anomali AVO. Fokus studi pada formasi Ngrayong dimana berdasarkan geologi regional merupakan reservoar utama dengan bukti outcrop yang memiliki porositas dan permeabilitas sangat baik. Analisa AVO dilakukan untuk menjawab penyebab anomali amplitudo apakah dikarenakan perbedaan litologi atau adanya fluida yang mengisi rongga batuan. Rekonstruksi penjalaran gelombang dilakukan dengan mengamati setiap CDP dari berbagai sudut dan offset yang berbeda-beda. AVO inversi melibatkan parameter gelombang S yang sensitive terhadap keberadaan fluida. Pada inversi AVO parameter fisis batuan lain seperti poisson ratio, Mu-rho (μρ), lambda-rho (λρ) dapat dihitung sebagai pendekatan keberadaan zona fluida. Hasil analisa sumur mengidentifikasi adanya reservoar batupasir terisi gas di formasi Ngrayong pada twt sekitar 717-721 ms untuk R-1, 270 ms - 275 ms pada sumur C-1 dan 968.2 ms - 970 ms pada K-1. Sebaran lateral reservoar berdasarkan hasil analisa integrasi AVO,dapat diamati melalui sebaran geometri reservoar pada lintasan 09TJP-07 yang membentang dari CDP 2507-2486 dan pada 09TJP-17 dari CDP 3606 - 3574. Hasil inversi P-impedance yang rendah pada twt yang sesuai degan hasil analisa sumur. Hasil Analisa dan Inversi AVO reservoar pada 09TJP-17 dan 09TJP-07 dapat terdeliniasi dengan nilai positif pada bagian atas dan bawah reservoar dan nilai LMR yang kontras pada reservoar terisi gas. Hasil AVO menyimpulkan gas yang mengisi reservoar adalah kelas II dan III yakni memiliki kontras impedansi yang kecil dengan sekitanya dan impedansi bernilai rendah.

---

This study area located in North Earth Java Basin and it is still explorated. In this study, both seismic data post stack and prestack was provided. There was Direct Hidrocarbon Indicator (DHI) on seismic post stack. This DHI represent there are laterally strong energy or strong amplitude on that spot .DHI anomalies that arise post-stack data showed energy or amplitude value of the enlarged compared to the surrounding amplitude. This anomaly which identifies the anomaly amplitude against an offset known as AVO anomaly. Focus study on Ngrayong formation whereas base on geological regional whereas this formation have good porosity and permeability on outcrop.

AVO analysis used to know the causes of the anomaly amplitude is due to differences in lithological or fluid that fills the pore of rocks. Reconstruction of wave propagation is observed every CDP from different angle and offsets. AVO inversion involving S wave parameters that are sensitive to the presence of fluid. With AVO inversion, rock physical parameters such as Poisson ratio, Mu-rho (μρ), lambda-rho (λρ) can be calculated as the approach of fluidzone.

Results of well analysis identified the presence of reservoir filled with gas in Ngrayong Formations at around 717-721 ms for R-1, 270 ms - 275 ms in the well C-1 and 968.2 ms - 970 ms in K-1. Lateral reservoir distribution is based on the results of the integration analysis of AVO and Inversion methods, the distribution of reservoir geometry inline 09TJP-07 find at CDP 2507 to 2486 and in 09TJP-17 from CDP 3606 - 3574.

The results of inversion P-impedance, low impedance values in accordance with the results of the analysis wells. From AVO methods reservoir on 09TJP-17 and 09TJP-07 can deliniated with positive values at the top and base of the reservoir and contrast LMR on the reservoir gas. Gradient of this target concluded that reservoar fills by gas class II and III which has a low contrast impedance with the surrounding area and have low impedance value."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"Metodologi inversi simultan telah dilakukan untuk mendelineasi dan menkarakterisasi reservoir utama pada lapangan “R”, Cekungan Kutei, Indonesia, hasil dari inversi simultan adalah attribute karakter batuan (Vsh,Porositas dan Saturasi air). Namun, hasil yang kita dapatkan pada target sekunder banyak ambigu dan tidak bisa digunakan oleh Interpreter untuk memperbarui moldel bumi. Oleh karena itu, Proses inversi simultan Akan kembali dilakukan menggunakan kontrol sumur yang tersedia untuk reservoir tersebut tetapi dengan wavelet yang berbeda dengan inversi yang pretama. Wavelet yang diekstrak dikontrol oleh jendela waktu antara tiap horizon. Inversi simultan kedua dilakukan dengan menggunakan wavelet yang difokuskan pada Horizon atas dan bawah dari reservoir sekunder. Tujuan dari proyek ini adalah untuk membangun volum karakteristik batuan (Vsh, Porositas dan Saturasi) untuk reservoir sekunder yang dapat digunakan oleh interpreter untuk memperbarui model statis bumi saat ini . Sifat batuan akan diperkirakan dari produk inversi simultan (P-Impedance, S-Impedansi dan rasio VpVs).

---

Simultaneous inversion methodology has been done to delineate and characterize the primary reservoir at R field, Kutei Basin, Indonesia, resulting rock properties attributes (Vsh, Porosity and Saturation) derived from seismic inversion result. However, the result on the secondary target was ambiguous and can’t be used by interpreter to update the earth model. This study focuses on characterizing the reservoir at the secondary target. Therefore, simultaneous inversion process will be re-run using wells control that was available for this particular reservoir but with a different wavelet that was extracted. Wavelets that are extracted are controlled by the time window between the horizons. The second simultaneous done was using a wavelet that was focused on the top and bottom horizon of the secondary reservoir.

The objectives of this project are to build rock properties volume ( Vsh, Porosity and Saturation) for secondary reservoirs only that can be used by interpreter to update current static earth model. Those rock properties volumes will be estimated from simultaneous inversion products (P-Impedance, S-Impedance and VpVs ratio)."

"Skripsi ini membahas tentang metode vertical seismic profiling (VSP) dan aplikasinya dalam karakterisasi reservoar. VSP merupakan pengukuran seismik yang dilakukan dengan menempatkan receiver di lubang bor. Karakter reservoar yang akan diteliti yaitu batu pasir pada lapangan Sejati, yang merupakan salah satu lapangan minyak dan gas VICO Indonesia yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Data yang tersedia dalam penelitian ini yaitu data VSP (near & far offset) dan well log dari satu sumur eksplorasi. Karakterisasi reservoar berdasarkan metode inversi data VSP. Langkah-langkah pengerjaan yaitu crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), dan final inversion. Dari hasil inversi memperlihatkan adanya sebaran impedansi rendah pada zona target. Karena besarnya tuning thickness maka perlu dilakukan studi lebih lanjut untuk memastikan apakah impedansi rendah tersebut mengindikasikan lapisan sand atau bukan.

---

This study are about vertical seismic profiling (VSP) and it?s application for reservoir characterization. VSP is an seismic measurement which is put some receivers in borehole. The character of reservoir will be studied is sandstone in Sejati field, which is one of VICO?s oil and gas fields at Kutai Basin, East Kalimantan. The data avalaible of this study are VSP (near & far offset) and well log from one exploration well. Reservoir characterization based on VSP inversion method. The sequence step of this study are crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), and final inversion. The inversion result show low impedance at target zone. Because tuning thickness is very high, so it is needed detailed study for identifying sand distribution at target zone."