Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Proses prediksi litologi sekaligus kandungan fluidanya merupakan bagian terpenting dalam karakterisasi reservoar. Salah satu metode yang digunakan dalam proses ini adalah metode inversi seismik simultan. Pada Lapangan Poseidon, Cekungan Browse, Australia, parameter-parameter yang dihasilkan melalui inversi seismik simultan kurang dapat mengkarakterisasi reservoar dengan baik karena saling tumpang tindihnya nilai impedansi antara hydrocarbon sand, water sand, dan shale yang menyebabkan tingkat ambiguitas yang tinggi dalam interpretasi. Inversi Poisson Impedance memberikan solusi terhadap permasalahan tersebut dengan cara merotasi impedansi beberapa derajat yang didapatkan melalui koefisien c. Hasilnya menunjukkan bahwa PI memberikan hasil yang lebih baik dalam memisahkan zona reservoar tersaturasi hidrokarbon. Berdasarkan hasil crossplot LI-GR, crossplot ¼- effecitive porosity, dan crossplot FI-Sw dengan nilai c masing-masing 2.04, 2.28, dan 1.05 didapatkan nilai korelasi optimum masing-masing 0.74, 0.91, dan 0.82 menunjukkan bahwa litologi porous sand tersaturasi hidrokarbon berada berada pada nilai LI ≤2800(m/s)(g*cc), 𝜙𝐼 ≤-5500(m/s)(g*cc), dan FI ≤3750(m/s)(g*cc). Keberadaan nilai LI, ϕI, dan FI yang rendah ini berkorelasi baik dengan keberadaan hidrokarbon pada sumur. Masing-masing nilai c tersebut kemudian diaplikasikan pada data seismik. Hasilnya menunjukkan bahwa distribusi persebaran porous sand tersaturasi Hidrokarbon pada penampang inversi seismik terlihat pada arah timur laut-barat daya yang diperkirakan sebagai arah persebaran gas.

---

The prediction process of lithology and fluid are the most important parts of reservoir characterization. One of the methods used in this process is the simultaneous seismic inversion method. In the Poseidon field, Browse Basin, Australia, the parameters generated through simultaneous seismic inversion are not able to characterize the reservoir accurately because of the overlapping impedance values between hydrocarbon sand and shale which causes a high level of ambiguity in the interpretation. The Poisson Impedance inversion provides a solution to this problem by rotating the impedance through the coefficient c. Based on the results of the LI-GR crossplot, the 𝜙I-effective porosity crossplot, and the FI-SW crossplot with c values of 2.04, 2.28, and 1.05 respectively, obtained the optimum correlations of 0.74, 0.91,and 0.82 respectively, indicating that hidrocarbon-saturated porous sand is at the value of LI ≤ 2800 (m/s)(g *cc), 𝜙I ≤ 5500 (m/s)(g*cc), and FI ≤ 4000 (m/s)(g*cc). The presence of low values of LI, 𝜙I, and FI correlates accurately with the presence of hydrocarbons in the well. The results show that the distribution of hydrocarbon saturated porous sand on the seismic inversion section is seen in the northeast-southwest direction which is estimated as the direction of gas distribution."

"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 G yang berlokasi pada Cekungan Sumatera Selatan, merupakan salah satu lapangan reservoar hidrokarbon. Untuk mengetahui karakter dari reservoar Lapangan G, dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan petrofisika serta penggunaan multi atribut seismik dengan metode Probabilistic Neural Network yang berfokus pada Formasi Gumai. Atribut seismik yang digunakan adalah atribut sesaat, yaitu amplitudo sesaat, fase sesaat, dan frekuensi sesaat serta parameter nilai petrofisika yang dicari adalah nilai porositas, saturasi air, dan volume shale. Anomali seismik Lapangan berupa dim spot diantara kedua patahan utama yang berorientasi NorthWest-SouthEast dan patahan berorientasi NorthEast-SouthWest, diperkirakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon. Output utama penelitian ini adalah hasil lumping untuk melihat zona suatu sumur yang memiliki prospek hidrokarbon dan hasil volume seismik prediksi dari ketiga nilai parameter petrofisika serta output sampingan dari interpretasi penampang seismik. Baik hasil lumping dan volume seismik prediksi, menampilkan bahwa Formasi Gumai memiliki prospek hidrokarbon yang juga ditampilkan pada data sumur, didapatkan bahwa Zona 5 pada Sumur G1 dan Zona 4 pada Sumur G3 memiliki prospek cadangan hidrokarbon dengan nilai volume shale sebesari 0.500, nilaii saturasii airi sebesari 0.406, dan nilai porositas sebesar 0.131.

---

Field G, which is located in the South Sumatera Basin, isi onei ofi thei hydrocarboni reservoir fields. To determine thei character ofi thei G Field reservoir, in this study, a petrophysical approach was used and the use of multiple seismic attributes using the Probabilistic Neural Network method which focused on the Gumai Formation. Seismic attributes used are instantaneous attributes, namely instantaneous amplitude, instantaneous phase, and instantaneous frequency and the parameters of the petrophysical value sought are the value of porosity, water saturation, and shale volume. Seismic anomaly in the field in the form of a dim spot between the two main faults oriented NorthWest-SouthEast and fault oriented NorthEast- SouthWest, is estimated as a place of accumulation of hydrocarbons. The main output of this research is the lumping results to see the zone of a well that has hydrocarbon prospects and the predicted seismic volume results from the three petrophysical parameter values as well as the side output from the interpretation of the seismic cross-section. Both the lumping results and the predicted seismic volume, showing that the Gumai Formation has a hydrocarbon prospect which is also shown in the well data, it is found that Zone 5 in Well G1 and Zone 4 in Well G3 have prospects for hydrocarbon reserves with a shale volume value of 0.500, a water saturation value of 0.406, and a porosity value of 0.131."

"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."

"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."

"Salah satu upaya yang dapat dilakukan untuk memenuhi kebutuhan energi, khususnya gas dan minyak bumi adalah dengan giat untuk melakukan eksplorasi hidrokarbon. Cekungan Sengkang merupakan salah satu cekungan yang terletak di Sulawesi Selatan yang memiliki potensi cadangan hidrokarbon yang cukup besar yaitu berupa gas bumi. Menurut Pertamina (1995) terdapat cadangan gas bumi yang terkandung di Cekungan Sengkang dengan total mencapai 750 Billion Standart Cubic Feet (BSCF). Pengkarakterisasian reservoir sangat penting untuk dilakukan dalam eksplorasi hidrokarbon karena dapat mengetahui karakteristik sifat fisika maupun batuan dari suatu reservoir itu sendiri. Salah satu metode yang sangat membantu dalam menganalisis reservoir adalah inversi seismik impedansi akustik (AI). Pada penelitian ini menggunakan 6 buah sumur yaitu S1, S2, S4, S5, S6, dan S7 serta 15 data lintasan seismik 2D Post Stack Time Migration (PSTM) yang kemudian dilakukan inversi impedansi akustik model based. Berdasarkan hasil yang diperoleh dari peta distribusi memperlihatkan persebaran reservoar karbonat berupa batu gamping yang porous pada zona penelitian yang mempunyai nilai impedansi akustik yang rendah yaitu berkisar antara 22.000 - 27.000 ((ft/s)*(g/cc)) dan mempunyai nilai persebaran porositas 26% - 28%.

---

One of the ways that can be done to meet energy needs, especially gas and oil, is to actively explore hydrocarbons. The Sengkang Basin is one of the basins located in South Sulawesi which has a large potential for hydrocarbon reserves in the form of natural gas. According to Pertamina (1995) there are natural gas reserves contained in the Sengkang Basin with a total of 750 Billion Standard Cubic Feet (BSCF). Reservoir characterization is very important in hydrocarbon exploration because it can determine the physical and rock characteristics of a reservoir itself. One method that is very helpful in analyzing reservoirs is acoustic impedance seismic inversion (AI). In this study, 6 wells were used, namely S1, S2, S4, S5, S6, and S7 as well as 15 2D Post Stack Time Migration (PSTM) seismic trajectories which were then performed with model-based acoustic impedance inversion. Based on the results obtained from the distribution map, it shows that the distribution of carbonate reservoirs in the form of porous limestone in the study zone has a low impedance value ranging from 22.000 - 27.000 ((ft/s)*(g/cc)) and has a porosity distribution value of 25% - 28%."

"Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan tertua dengan tekanan pori tinggi di Indonesia. Penelitian dilakukan berfokus pada wilayah yang mengandung keberadaan hidrokarbon dengan kondisi tekanan tinggi (overpressure). Analisis pencarian zona hidrokarbon dilakukan menggunakan data sumur. Pengembangan eksplorasi untuk mencari cadangan minyak baru perlu dilakukan analisis tekanan pori agar proses pengeboran dapat dilakukan dengan optimum dan dapat mencegah dari kecelakaan kerja. Proses pengolahan pada penelitian ini dibagi menjadi dua, yaitu pengolahan terhadap data sumur yang digunakan untuk menentukan zona hidrokarbon dan besar tekanan pori pada area penelitian. Dalam mengolah data sumur, akan digunakan crossplot log untuk menentukan zona hidrokarbon dan menggunakan metode Eaton untuk mendapatkan estimasi tekanan pori. Selanjutnya adalah pengolahan data seismik yang akan digunakan dalam melakukan persebaran estimasi tekanan pori pada area penelitian. Pengolahan data seismik, akan dilakukan proses inversi untuk mendapatkan pemodelan kecepatan dan densitas serta inversi impedansi. Persebaran tekanan pori pada data sumur dilakukan dengan menggunakan neural network dengan masukkan data yang didapat dari hasil pengolahan data sumur dan data seismik. Berdasarkan pengolahan data yang telah dilakukan, didapatkan hasil bahwa Cekungan Jawa Timur memiliki tekanan tinggi dengan nilai tekanan pori melebihi tekanan hidrostatik. Zona overpressure ditemukan pada formasi Kujung I yaitu pada kedalaman 3725-3902 kaki dengan nilai tekanan pori 2334-2421 psi dan formasi Kujung II pada kedalaman 3975-4120 kaki dengan nilai tekanan pori sebesar 2592-2686 psi. Tekanan pori tinggi diduga karena hidrokarbon yang telah mencapai tingkat kematangan.

---

The East Java Basin is one of the oldest basins with high pore pressure in Indonesia. The research focuses on areas containing hydrocarbon presence with high-pressure conditions (overpressure). Analysis for hydrocarbon zones is conducted using well data. Exploration development to find new oil reserves requires an analysis of pore pressure to optimize drilling processes and prevent workplace accidents. The processing in this study is divided into two parts: processing well data used to determine hydrocarbon zones and the magnitude of pore pressure in the research area. When processing well data, a log crossplot will be used to identify hydrocarbon zones, and the Eaton method will be employed to estimate pore pressure. Subsequently, seismic data processing will be used to map the distribution of estimated pore pressure in the research area. Seismic data processing will involve inversion processes to obtain velocity and density modeling, as well as impedance inversion. Pore pressure distribution in well data will be conducted using a neural network, inputting data obtained from processing both well and seismic data. Based on the processed data, it was found that the East Java Basin has high pressure with pore pressure values exceeding hydrostatic pressure. Overpressure zones were identified in the Kujung I formation at depths of 3725-3902 feet with pore pressure values of 2334-2421 psi and in the Kujung II formation at depths of 3975-4120 feet with pore pressure values of 2592-2686 psi. The high pore pressure is suspected to be due to hydrocarbons reaching maturity levels."

"Karakterisasi reservoar merupakan sebuah serangkaian tahapan evaluasi, analisis serta interpretasi keadaan, kondisi reservoar. Rangkaian tahapan tersebut berguna untuk mengetahui segala karakter yang dibutuhkan untuk melakukan justifikasi apakah sebuah reservoar memiliki klasifikasi ekonomis atau non ekonomis. Untuk mendapatkan definisi karakter reservoar dengan akurasi yang baik, analisis kualitatif dan kuantitatif sangat dibutuhkan.Salah satu metode yang dapat mendefinisikan karakter reservoar secara lengkap adalah metode inversi seismik simultan. Sebuah metode inversi seismik dengan menggunakan data pre-stack mengintegrasikan beberapa sudut insiden dengan asosiasi wavelet pada masing-masing sudut dan integrasi data sumur. Implementasi dari metode tersebut dapat menghasilkan beberapa properti fisika batuan seperti kecepatan gelombang-P (Vp), kecepatan gelombang-S (Vs), densitas, rasio Vp/Vs, impedansi akustik gelombang-P (Zp), dan impedansi akustik gelombang-S (Zs). Properti-properti batuan tersebut akan dielaborasikan guna analisis kandungan fluida dan litologi bawah permukaan. Selain itu, transformasi Lambda-Mu-Rho dan scaled-Qp (SQp) dan scaled-Qs (SQs) juga diaplikasikan sebagai luaran model fisika batuan lebih lanjut. Kelebihan dari transformasi tersebut adalah tingkat keakuratan dalam diskriminasi litologi dan jenis fluida pori dalam reservoar hidrokarbon yang lebih baik. Selain itu, dilakukan pemodelan AVO sebagai klasifikasi kelas AVO pada reservoar gas wilayah penelitian. Sebagai bentuk validasi awal sebelum dilakukannya inversi seismik simultan dan impedansi elastik, dilakukan pemodelan substitusi fluida (FRM) sebagai pemodelan skenario fluida pengisi pori dalam reservoar gas.Intergrasi dari metode dan transformasi tersebut diaplikasikan pada Lapangan “NS” yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Selatan. Lapangan tersebut merupakan lapangan penghasil gas pada rentang reservoar Formasi 4 Ma hingga Formasi 7.6 Ma yang tercakup dalam Formasi Kampung Baru hingga Formasi Balikpapan. Hasil penelitian ini merupakan sebaran lateral indikasi keberadaan prospek hidrokarbon gas yang dicirikan dengan definisi properti Zp, densitas, Lambda-Rho, rasio Poisson, dan SQp dengan nilai relatif rendah, serta properti Zs, Mu-Rho, dan SQs dngan nilai relatif tinggi. Selain itu, hasil klasifikasi AVO menunjukkan bahwa reservoar gas tergolong sebagai kelas III dengan nilai produk AVO positif. Pembobotan zonasi hidrokarbon kemudian dilakukan untuk melihat zona-zona dengan indikasi hidrokarbon tertinggi hingga terendah pada Formasi 4 Ma dan Formasi 7.6 Ma.

---

Reservoir characterization is a series of evaluation, analysis, and interpretation stages of reservoir conditions. This series of stages helps know all the characteristics needed to justify whether a reservoir has an economic or non-economic classification. Qualitative and quantitative analysis is needed to define reservoir character with reasonable accuracy.

One method that can define the reservoir character thoroughly is the simultaneous seismic inversion method. A seismic inversion method incorporates several incident angles with wavelets at each angle and integrates well data. The implementation of this method can construct several rock physics properties such as P-wave velocity (Vp), S-wave velocity (Vs), density, Vp/Vs ratio, P-wave acoustic impedance (Zp), and S-wave acoustic impedance (Zs). These rock properties will be elaborated to examine fluid content and subsurface lithology. In addition, the Lambda-Mu-Rho and scaled-Qp (SQp) and scaled-Qs (SQs) transformations were also applied as the outcomes of further rock physics models. The advantages of this transformation are the accuracy in lithological discrimination and the better type of pore fluid in the hydrocarbon reservoir. AVO modeling as an AVO type classification was carried out in the gas reservoir in the research area. As a form of initial validation prior to simultaneous seismic inversion and elastic impedance, fluid substitution modeling (FRM) was carried out as a scenario modeling pore-filling fluid in a gas reservoir.

Integration of these methods and transformations is applied to the “NS” Field located in the Kutai Basin, South Kalimantan. The field is gas-producing in the reservoir range of the 4 Ma Formation to 7.6 Ma Formation, which is contained in the Kampung Baru Formation to the Balikpapan Formation. The results of this study are lateral distributions indicating the presence of hydrocarbon prospects characterized by the relatively low value of Zp, density, Lambda-Rho, Poisson ratio, and SQp properties with Zs, Mu-Rho, and SQs properties with relatively high values. In addition, the results of the AVO classification indicate that the gas reservoir is classified as class III with a positive AVO product value. The hydrocarbon zone weighting then showed the zones with the highest to lowest hydrocarbon indications in the 4 Ma Formation and 7.6 Ma Formation."

"Lapangan SF adalah salah satu lapangan yang berada di Sub-Cekungan Jambi. Lapangan ini terbukti menghasilkan minyak dan gas di dalam reservoar batupasir Formasi Air Benakat dan Formasi Gumai. Lapangan ini ditinggalkan selama 20 tahun dikarenakan tekanan reservoar yang rendah, jumlah gas yang tinggi, masalah distribusi fluida resevoar serta masalah mekanikal lainnya. Hal inilah yang menjadi faktor bahwa lapangan ini perlu langkah interpretasi bawah permukaan lebih lanjut untuk mendapatkan reservoar baru yang prospektif dan dapat mengoptimalisasi produksi. Studi ini dilakukan pemodelan penyebaran fasies, parameter petrofisika dan perhitungan cadangan hidrokarbon untuk mengetahui arah perkembangan reservoar yang baik pada lapangan ini. Dari hasil penelitian menunjukkan adanya endapan sedimen sand tidal bar yang memiliki karakter reservoar yang baik dengan porositas rata-rata sebesar 21-24 %. Endapan sand tidal bar terakumulasi di bagian barat daya lapangan. Selain itu, dari hasil perhitungan cadangan diprediksi lapangan ini masih menyimpan 18 MMSTB minyak dan 2 BCF gas.

---

SF field is located in Jambi Sub-Basin. This field proven to produce oil and gas in sand reservoir of Air Benakat Formation and Gumai Formation. Twenty years this field was suspended due to low reservoir pressure, high gas oil ratio, reservoir fluid distribution and mechanical problems. Therefore, this field needs more interpretation to get new reservoir and can optimalization the production. This study will focus only in P Interval, Gumai Formation that indicates potential for further drilling to develop.

The aim of this study is to delineate fasies and petrophysics distribution, and also to calculate reserves for indicating good reservoir direction in this field. The result of this study indicates there is sediment of sand tidal bar and this facies accumulates in the south-west of SF field. Sand tidal bar has a porosity value from 21%-24%. In addition, from the volume calculation of hydrocarbon this field is predicted still have 18 MMSTB of oil and 2 BCF of gas."

"Perhitungan cadangan hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui jumlah minyak dan gas dari suatu lapangan yang diindikasikan memiliki cadangan hidrokarbon. Untuk mendapatkan perkiraan jumlah cadangan dilakukan beberapa proses yang terutama adalah pemodelan reservoar yang dapat dibagi menjadi dua tahap utama yaitu pemodelan struktur dan pemodelan properti. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Pada penelitian kali ini didapatkan bahwa batuan reservoar memiliki nilai porositas rata – rata sebesar 0.2, nilai kandungan lempung rata – rata sebesar 0.6 dan nilai saturasi air rata – rata sebesar 0.5. Analisis multiatribut seismik digunakan untuk melakukan persebaran parameter petrofisika pada volum seismik. Atribut yang digunakan adalah inversi seismik sebagai atribut eksternal, Instantaneous Frequency, Amplitude Envelope, Cosine Instantaneous Phase dan Instantaneous Phase. Berdasarkan hasil analisis petrofisika dan pemodelan reservoar didapatkan potensi gas pada area sumur SMR-01 dengan arah persebaran reservoar pada azimuth 45˚ dengan nilai major direction 3700 dan minor direction 3200. Lapangan “MSS” didapatkan perkiraan cadangan jumlah GIIP sebesar 776553 103 sm3.

---

Calculation of hydrocarbon reserves is a study to determine the amount of oil and gas from a field which is indicated to have hydrocarbon reserves. To get an estimate of the amount of reserves, several processes are carried out, mainly reservoir modelling can be divided into two main stages, structural modelling and property modelling. Petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters that are useful for characterizing reservoir rocks. In this study, it was found that the reservoir rock has an average porosity value is 0.2, an average clay content value is 0.6 and an average water saturation value is 0.5. Seismic multi-attribute analysis was used to perform the distribution of petrophysical parameters on seismic volume. The attributes used are seismic inversion as an external attribute, Instantaneous Frequency, Amplitude Envelope, Cosine Instantaneous Phase and Instantaneous Phase. Based on the results of petrophysical analysis and reservoir modelling, The gas reserves found in the SMR-01 well area with the reservoir distribution direction is 45˚ azimuth with a major direction value of 3700 and a minor direction of 3200. "MSS" field estimated reserves of GIIP are 776553 103 sm3."