Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Emisi CO2 yang tinggi dari sektor minyak dan gas menjadi salah satu perhatian masyarakat global maupun pemerintah Indonesia. Salah satu cara yang dapat diterapkan untuk mengurangi emisi CO2 adalah dengan penerapan Carbon Capture and Storage (CCS). Kegiatan CCS adalah penangkapan emisi CO2 yang dihasilkan oleh industri dan disimpan kembali ke bawah permukaan. Dari beberapa lokasi yang dapat digunakan untuk penyimpanan karbon, reservoir minyak dan gas yang telah lama beroperasi dapat digunakan.Lapangan “IN” yang berada di Cekungan Asri, Sumatera Tenggara telah berproduksi selama lebih dari 50 tahun dikatakan merupakan kandidat yang cocok untuk dilakukan penelitian lebih lanjut sebagai lokasi penerapan CCS. Dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan geofisika dari data seismik dan data sumur untuk mengidentifikasi litologi, porositas, dan struktur yang ada untuk mencari rekomendasi lokasi sumur injeksi dan penyimpanan karbon. Inversi simultan dilakukan untuk mengkarakterisasi litologi dengan lebih baik dengan menghasilkan tiga parameter sekaligus secara simultan, yakni impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas. Dari hasil inversi simultan ini, digunakan hasil inversi parameter Mu-Rho yang berasal dari impedansi shear dan Poisson’s Ratio yang berasal dari rasio VpVs. Hasil yang diperoleh adalah keterdapatan litologi batu pasir, batu bara, shale, dan shaleous carbonate. Hasil inversi juga digunakan kembali untuk mengestimasi persebaran porositas dengan nilai 0,025 – 0,275. Setelah itu, hasil analisis litologi, porositas, dimodelkan dalam model struktur geologi untuk mengidentifikasi keberadaan struktur. Disimpulkan bahwa lokasi rekomendasi penerapan CCS yang ideal adalah pada satu sumur produksi yang berada di bagian tengah – utara daerah penelitian.

---

High CO2 emission from oil and gas industry took global and even Indonesia’s Government attention. One of the solutions to decrease CO2 emission is by applying Carbon Capture and Storage (CCS). At CCS, the produced CO2 from industrial activity would be captured and stored to the subsurface. Among all of the ideal location to store the carbon, the depleted oil and gas reservoir could be used.

“IN” field, which located on Asri Basin, Southeast Sumatera, has been producing oil for more than 50 years. This field is quite fit to be done any research for CCS location candidate. In this research, the geophysical approach from seismic and well data is used to identify lithology, porosity, and structure to give location recommendation for carbon storage. Simultaneous inversion has been done to characterize lithology better by gives three parameters simultaneously, those are acoustic impedance, shear impedance, and density. From the inversion results, the Mu-Rho parameter from shear impedance and Poisson’s Ratio from VpVs Ratio are used. The use of these parameters is the distinguish of coal, sandstone, shale, and shaleous carbonate lithologies. The inversion results also used for porosity distribution estimation that shows value range of 0,025 – 0,275. In conclusion, the ideal location recommendation for CCS application is at one production wells located at the middle – northern area of interest."

"Carbon Capture Storage (CCS) adalah salah satu teknologi mitigasi pemanasan global dengan cara mengurangi emisi CO2 ke atmosfer (ESDM, 2009). Dalam pengaplikasian CCS, geologi bawah permukaan untuk penyimpanan dan elemen penutup membutuhkan investigasi yang tepat untuk digunakan sebagai tempat penyimpanan gas CO2 setelah diinjeksikan. Metode inversi Impedansi Akustik dilakukan pada penelitian ini untuk mengkarakterisasi reservoir target yaitu di Lapangan X, Cekungan Asri pada Upper Zelda Member, Formasi Talang Akar yang memiliki lingkungan pengendapan shallow lacustrine dan fluvial-deltaic dengan litologi penyusun sedimen klastik berupa batupasir berlapis fluvial, batulempung tebal, serpih, dan lapisan tipis batubara secara lokal. Pada penelitian ini didapatkan estimasi nilai impedansi akustik batu pasir adalah 17.000 (ft/s)*(g/cc) hingga 22.000 (ft/s)*(g/cc) yang diidentifikasi berasosiasi dengan porositas dan permeabilitas yang baik. Metodologi yang dilakukan dalam penelitian ini meliputi pengumpulan data, well seismic tie, Analisa crossplot, pembuatan model inisiasl, dan analisa inversi impedansi akustik dengan metode model-based.

---

Carbon Capture Storage (CCS) is is one of the global warming mitigation technologies by reducing CO2 emissions into the atmosphere (ESDM, 2009). In the application of CCS, the subsurface geology for storage and cover elements requires proper investigation to be used as a place for storing CO2 gas after injection. The Acoustic Impedance inversion method was carried out in this study to characterize the target reservoir at X Field, Asri Basin in the Upper Zelda Member, Talang Akar Formation which has shallow lacustrine and fluvial-deltaic depositional environments with clastic sedimentary constituent lithology in the form of fluvial layered sandstone, thick claystone, shale, and locally thin coal seams. In this study, the estimated acoustic impedance of sandstone is 17,000 (ft/s)*(g/cc) to 22,000 (ft/s)*(g/cc) which is identified as having good porosity and permeability. The methodology used in this research includes data collection, well seismic tie, cross plot analysis, built initial model, and acoustic impedance inversion analysis using model-based methods."

"Kebutuhan dunia akan energi untuk aktivitas rumah tangga, industri maupun transportasi dapat terpenuhi oleh sumber-sumber energi. Walaupun telah banyak alternatif sumber energi, minyak bumi masih menjadi sumber energi utama di dunia. Hingga saat ini, kegiatan eksplorasi, eksploitasi, dan pengolahan minyak bumi terus dilakukan untuk memenuhi kebutuhan energi dunia. Karakterisasi reservoir penting dilakukan untuk kegiatan eksplorasi minyak bumi. Karakterisasi reservoir dapat dilakukan dengan menggunakan inversi impedansi akustik. Inversi impedansi akustik menghasilkan parameter lapisan berupa porositas, densitas, yang dapat memperlihatkan litologi batuan. RGB Blend dekomposisi spektral dilakukan untuk menambah akurasi interpretasi seismik. Hasil inversi impedansi akustik pada lapangan “Wasgitell” menunjukkan nilai 21000-33000 ft/s*g/cc. Hasil ini menunjukkan zona karbonat yang poros dengan orientasi timur laut-barat daya. Hasil dari dekomposisi spektral menunjukkan penampang yang terang pada frekuensi 15, 25 dan 35 Hz. Berdasarkan integrasi antara crossplot, sebaran impedansi akustik dan peta atribut RGB Blend dekomposisi spektral menunjukkan reservoir karbonat pada sumur “Well_Gi” yang cukup prospek.

---

The world's need for energy for household, industrial and transportation activities can be met by energy sources. Although there are many alternative sources of energy, petroleum is still the main energy source in the world. Until now, oil exploration, exploitation and processing activities are continuously carried out to meet the world's energy needs. Reservoir characterization is important for petroleum exploration activities. Reservoir characterization can be performed using acoustic impedance inversion. Acoustic impedance inversion results in layer parameters in the form of porosity, density, which can show rock lithology. RGB Blend spectral decomposition is carried out to increase the accuracy of seismic interpretation. The results of the acoustic impedance inversion in the "Wasgitell" field show a value of 21000-33000 ft / s * g / cc. These results indicate a carbonate zone that is axis with a northeast-southwest trend. The results of the spectral decomposition showed a bright cross section at a frequency of 15, 25 and 35 Hz. Based on the integration between the cross plot, the distribution of acoustic impedance and the RGB attribute map Blend spectral decomposition shows that the carbonate reservoir in the well "Well_Gi" is quite prospective."

"Salah satu metode pemodelan reservoar untuk karakterisasi reservoar adalah pemetaan distribusi hidrokarbon reservoar seperti gas dengan seismik inversi menggunakan parameter elastik batuan sebagai parameter inversinya. RAKA field ditemukan sekitar tahun 1980 terdapat tiga formasi Belut, Gabus dan Arang. Formasi Arang adalah salah satu formasi penghasil gas dengan tipe reservoar batu pasir, dengan rata-rata ketebalan 70 ft pada lingkungan pengendapan terrestrial (low sinuousity channel) ke transitional lacustrinal deltaic system. Salah satu metodologi untuk memodelkan distribusi spasial dari properti reservoar adalah menggunakan elastik impendansi. Elastik impendasi merupakan kesamaan dengan AI untuk data non zero-offset dapat ditunjukkan dengan fungsi yang disebut elastik impedansi (EI). Fungsi ini merupakan generalisasi dari akustik impedansi untuk sudut datang yang bervariasi yang memberikan konsistensi dan kerangka kerja untuk mengkalibrasi dan menginversi data non zero-offset seismik seperti yang dilakukan AI pada zero-offset. Detail yang diinterpretasikan adalah formasi Arang pada struktur horizon top horizon A5_Horz dan bottom horizon A4_Horz. Dari analisa awal hasil ekstraksi RMS amplitudo volume near offset dan far offset menunjukkan adanya anomali AVO. Dengan melakukan cross plot antara AI dan EI normalisasi pada zona A5_Horz dan A4_horz pada data sumur menunjukkan perbedaan gradien antar zona gas dan zona non-HC dan cross over antara AI dan EI dengan penuruan nilai EI juga menunjukkan adanya gas. Pemodelan reservoar dilakukan dengan membandingkan inversi AI pada volume near offset dan inversi EI normalisasi pada volume far offset. Dari perbandingan tersebut didapatkan hubungan antara distribusi gas dengan anomali AVO pada indikasi awal dari ekstraksi RMS amplitudo.

---

The success of prediction of reservoir modeling is the mapping of hydrocarbon reservoirs such as gas distribution using inversion elastic parameters of rocks. RAKA field found around the year 1980 there are three formations Belut, Gabus and Arang. Formation of Arang is one type of gas-producing formations of sandstone reservoirs, with an average thickness of 70 ft in terrestrial depositional environments (low sinuousity channel) to the transitional lacustrinal deltaic system. One methodology for modeling the spatial distribution of reservoir properties is to use elastic impendance. Elastic impendance is common with accoustic impedance for the non zero-offset data can be shown with the function called Elastic Impedance (EI). This function is a generalization of the acoustic impedance for varying angle which provides consistency and a framework for calibrating and data menginversi non-zero-offset seismic as the AI in the zero-offset. Details are interpreted is the formation of Arang on the horizon structure A5_Horz top and bottom horizon horizon A4_Horz. Initial analysis of the extracted RMS amplitude of the volume of near offset and far offset shows the AVO anomaly. Cross plot wells data of AI and EI normalization in between A5_Horz zone and A4_horz show different gradient gas bearing zone and non-HC bearing zone (background trend) and cross over of AI and EI with low EI values can showing gas present. Then modeling of reservoir is done by comparing the inversion of AI in the volume of near offset and inversion of EI normalization the far offset volume. Comparison of two volume invertion of AI and EI normalization showing the gas distribution showed AVO anomaly at the first indication of the RMS amplitude extraction."

"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)."

"Lapangan "IM" merupakan salah satu lapangan eksplorasi minyak dan gas bumi yang berada di Cekungan Sumatera Utara. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini ditemukan hidrokarbon berupa gas condensate. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir dalam hal persebaran litologi dan kandungan fluidanya. Penelitian mencakup target reservoir karbonat yang berada pada Middle Miocene Malacca Limestone. Data yang digunakan dalam penelitian ini, yaitu data seismik 3D dan dua data sumur. Metode inversi simultan diterapkan untuk mengolah data agar tujuan penelitian dapat tercapai. Metode inversi simultan menghasilkan model Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan Densitas. Didapatkan hasil pada reservoir gas nilai impedansi P (Zp) sekitar 16542-18917 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 8375 (ft/s*g/cc) sedangkan pada reservoir air nilai impedansi P (Zp) sebesar 21292-23667 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 18500-20525 (ft/s*g/cc). Hasil tersebut kemudian ditransformasi menjadi parameter Lame. Parameter Lame merupakan parameter elastik yang terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho. Masing-masing parameter tersebut menjelaskan mengenai sifat inkompressibilitas fluida dan kekakuan batuan. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang memiliki arah orientasi Barat Laut-Tenggara.

---

The "IM" field is an oil and gas exploration field located in the North Sumatra Basin. It was previously identified that in this field hydrocarbons were found in the form of gas condensate. This study aims to characterize the reservoir in terms of lithological distribution and fluid content. The research includes carbonate reservoir targets located in Middle Miocene Malacca Limestone. The data used in this study are 3D seismic data and two well data. Simultaneous inversion method is applied to process data so that research objectives can be achieved. The simultaneous inversion method produces P-Impedance (Zp), S-Impedance (Zs), and Density models. The results show that in the gas reservoir the P (Zp) impedance value is around 16542-18917 (ft/s*g/cc) and the S (Zs) impedance is around 8375 (ft/s*g/cc) while in the water reservoir the P impedance value (Zp ) of 21292-23667 (ft/s*g/cc) and the impedance S (Zs) is around 18500-20525 (ft/s*g/cc). The results are then transformed into the Lame parameter. The Lame parameter is an elastic parameter consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Each of these parameters explains the fluid incompressibility and rock stiffness. The results showed that the reservoir distribution had an North West-South East orientation."

"Informasi komprehensif mengenai reservoar dapat diperoleh melalui karakterisasi reservoar. Karakterisasi reservoar melibatkan deskripsi sifat fisik batuan dan fluida dengan menggunakan data geofisika dan petrofisika. Salah satu metode efektif untuk karakterisasi reservoar adalah inversi seismik. Inversi seismik memanfaatkan data seismik dan data sumur untuk memodelkan kondisi geologi di bawah permukaan bumi. Metode inversi seismik simultan mampu mengestimasi impedansi-P, impedansi-S, dan densitas secara bersamaan. Proses ini mengintegrasikan data seismik, wavelet, dan data sumur dalam prosesnya. Hasil dari inversi simultan dapat ditransformasi menjadi parameter lame, yaitu λ (lambda), μ (mu), dan ρ (rho). Parameter ini digunakan dalam analisis lambda-mu-rho (LMR). Analisis LMR berhubungan dengan sifat batuan, yaitu inkompresibilitas (λρ) dan rigiditas (μρ) yang mana masing-masing berfungsi sebagai parameter indikator kandungan fluida dan litologi reservoar. Penelitian ini mengidentifikasi terdapat beberapa zona persebaran hidrokarbon masing-masing pada dua formasi wilayah penelitian dengan menggunakan hasil inversi simultan dan analisis LMR. Properti fisika batuan seperti impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, dan densitas dari hasil inversi simultan, serta parameter λρ dan μρ dari hasil transformasi LMR, menunjukkan respon yang saling mendukung terhadap keberadaan hidrokarbon. Zona indikasi hidrokarbon memiliki nilai impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, densitas, λρ yang rendah dan μρ yang tinggi, sehingga sesuai dengan keberadaan pasir gas.

---

Comprehensive information about reservoirs can be obtained through reservoir characterization. Reservoir characterization involves describing the physical properties of rocks and fluids using geophysical and petrophysical data. One effective method for reservoir characterization is seismic inversion. Seismic inversion utilizes seismic data and well data to model geological conditions beneath the Earth's surface. The simultaneous seismic inversion method can estimate P-impedance, S-impedance, and density simultaneously. This process integrates seismic data, wavelets, and well data. The results of simultaneous inversion can be transformed into lame parameters, which are λ (lambda), μ (mu), and ρ (rho). These parameters are used in lambda-mu-rho (LMR) analysis. LMR analysis is related to rock properties, specifically incompressibility (λρ) and rigidity (μρ), which serve as indicators of fluid content and reservoir lithology. This study identifies several hydrocarbon distribution zones in two formations within the study area using the results of simultaneous inversion and LMR analysis. Rock physics properties such as P-impedance, S-impedance, VP, VS, and density from the simultaneous inversion, as well as λρ and μρ parameters from the LMR transformation, show consistent responses to the presence of hydrocarbons. Hydrocarbon indication zones exhibit low P-impedance, S-impedance, VP, VS, density, and λρ values, along with high μρ values, indicating the presence of gas sands."

"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."

"Telah dilakukan studi inversi Simultan untuk karakterisasi reservoar batu pasir di formasi Lower Pematang. Parameter elastis yang dapat dihasilkan dari inversi Simultan diantaranya adalah impedansi P, impedansi S, dan Vp/Vs, Hasil uji sensitivitas pada data sumur menunjukkan bahwa Impedansi Akustik dan Vp/Vs dengan parameter utama Vcl, porositas dan saturasi air dapat memisahkan litologi dengan baik, akan tetapi tidak mampu memisahkan fluida karena separasi yang minim. Sehingga pada studi ini, mengacu pada parameter hasil uji sensitivitas, dilakukan inversi untuk memisahkan litologi dan pesebaran reservoir batupasir berdasarkan Impedansi Akustik AI dan Vp/Vs. Pasir yang berporositas tinggi memiliki nilai Vp/Vs lebih rendah dibandingkan dengan batupasir berporositas rendah. Pada reservoir target batu pasir berporos tinggi memiliki nilai Vp/Vs 1,4 ndash;1,8. Pada formasi Lower Pematang didapatkan nilai porositas berkisar diantara 10 sampai 18 . Nilai kuantitatif ini dapat dijadikan sebagai reservoar sand yang cukup baik yang tersebar juga di daerah sumur, sedangkan ke arah barat, nilai porositasnya semakin mengecil. Nilai porositas yang tinggi disekitar sumur didukung oleh nilai yang rendah untuk AI dan Vp/Vs.

---

Simultaneous inversion studies were performed to characterize the sandstone reservoir in the Lower Pematang formation. The elastic parameters that can be produced from Simultaneous inversion include P impedance, S impedance, and Vp Vs, results of a sensitivity test on the well data shows that Acoustic Impedance and Vp Vs with the main parameters of VCL, porosity and water saturation can separate the lithological well, but not able to separate the fluid due to minimal separation. So in this study, referring to the parameters of the sensitivity test results, an inversion is conducted to separate the lithology and the spread of the sandstone reservoir based on the Acoustic Impedance AI and Vp Vs. High porous sand has a lower Vp Vs value compared to low porous sandstones. The high porous sandstone target reservoir has a value of Vp Vs 1.4 to 1.8. In the formation of Lower Pematang obtained porosity value ranges between 10 to 18 . This quantitative value can be used as a reservoir sand are quite well spread also in the area of the well, while to the west, the value of porosity has narrowed. High porosity values around the well are supported by low values for AI and Vp Vs."

"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."