Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Eksplorasi hidrokarbon dan karakterisasi reservoir yang berhasil selalu terkait dengan pemahaman yang baik dari aspek geologi dan geofisika. Seismik merupakan salah satu metode eksplorasi yang handal untuk digunakan dalam karakterisasi reservoir. Ada tiga langkah untuk mendapatkan estimasi properti berdasarkan metode seismik yaitu inversi seismik yang akurat dalam 3D untuk mendapatkan parameter reservoir yang relevan, analisis fisika batuan untuk mendapatkan hubungan antara parameter reservoir dan parameter seismik serta mendistribusikan parameter tersebut dalam bentuk 3D. Salah satu masalah mendasar adalah mendapatkan distribusi parameteryang andal dan mengukur tingkat kepercayaan model parameter dalam 3D. Metode yang umum digunakan adalah metode stokastik yang reliabilitasnya bergantung pada kuantitas data yang tersedia dan tidak ada distribusi tingkat kepercayaan dalam 3D. Studi kasus dalam penelitian ini akan diterapkan pada cekungan Browse yang memiliki kumpulan data seismik sudut cerobong yang lengkap dan data well logs, hasilnya berupa model distribusi dalam 3D fasies dan fluida hidrokarbon. Alur kerja yang akan digunakan dalam penelitian ini adalah kombinasi antara analisis fisika batuan, inversi seismik simultan dan teorema estimasi Bayesian. Analisis fisika batuan meliputi pengkondisian log sumur dan analisis korelasi antara parameter reservoir (porositas, saturasi, dan Vshale) dengan parameter seismik (impedansi akustik, Vp/Vs, impedansi gese) untuk mendapatkan klasifikasi fasies dalam skala well log. Metode inversi seismik simultan digunakan untuk mendapatkan parameter seismik kubus yang akan dikorelasikan dengan hasil fisika batuan untuk mendorong distribusi fasies. Teorema estimasi bayesian mengumpulkan pengetahuan awal tentang suatu model sebelum mengamati atribut inversi. Hasil estimasi berupa probabilitas bersyarat dari masing-masing fasies yang terkait dengan parameter reservoir (porositas, saturasi, Vshale dll) dan parameter seismik (impedansi akustik, impedansi geser, rasio Vp/Vs) yang akan ditampilkan dengan fungsi probability density (PDF). Fungsi densitas probabilitas nantinya akan digunakan untuk menggerakkan distribusi fasies yang digabungkan dengan data log sumur dan data seismik; dan juga memperkirakan distribusi tingkat kepercayaan dalam 3D. Tesis ini menghasilkan distribusi fasies yang telah diklasifikasikan, distribusi hidrokarbon, dan distribusi tingkat kepercayaan probabilitas dalam 3D. Lebih lanjut peta distribusi tersebut dapat digunakan untuk mengidentifikasi penyebaran reservoir dan hidrokarbon di area penelitian.

---

Successful Hydrocarbon exploration and reservoir characterization always related with good understanding of geology and geophysics aspect. Seismic is one of powerful tool to be used in reservoir characterization. There are three steps to get property estimation based on seismic: accurate seismic inversion in 3D to obtain relevant reservoir parameter, rock physics analysis to obtain relationship between reservoir parameter and seismic parameter and distribute these parameters in 3D. One of the fundamental issues is to get reliable parameter distribution and quantify confidence level of the parameter model in 3D. The common method that being used is stochastic method which reliability depends on quantity of available data and there is no distribution of confidence level in 3D. The case study in this research will be applied in Browse basin that has complete stack angle seismic data sets and well logs data, the result will be distribution model in 3D of facies and hydrocarbon fluid. The workflow that will be introduced in this paper is combination between rock physics analysis, simultaneous seismic inversion and Bayesian estimation theorem. Rock physics analysis includes well log conditioning and correlation analysis between reservoir parameter (porosity, saturation, Vshale, etc) with seismic parameter (acoustic impedance, Vp/Vs, shear impedance, etc) to obtain facies classification in well log scale. Simultaneous seismic inversion method is used to obtain seismic parameter cube to be correlated with rock physics result to drive facies distribution. Bayesian estimation theorem assemble initial knowledge about a model before observing the inversion attributes. The estimation result will be conditional probability of each facies related with reservoir parameter (porosity, saturation, Vshale etc) and seismic parameter (acoustic impedance, shear impedance, Vp/Vs ratio etc) that will be displayed with probability density function (PDF). The probability density function later will be used to drive the facies distribution combined with well log data and seismic data; and estimate the confidence level distribution in 3D. The integrated workflow in this paper will show the distribution of the classified facies, hydrocarbon distribution and probability confidence level distribution in 3D. The result can be used to identify reservoir and hydrocarbon distribution."

"

Sub-cekungan Caswell, Cekungan Browse adalah cekungan ekstensional yang berlokasi di pantai Barat Australia.  Formasi Plover yang berumur Jura merupakan interval reservoar pada sub-cekungan Caswell. Kehadiran material vulkanik yang diendapkan pada Formasi Plover berumur Jura dapat mengurangi kualitas dari reservoar. Beberapa sumur telah di bor di area sub-cekungan Caswell dengan hasil yang berbeda-beda, Torosa-1 di bor pada tahun 2006 dan pada tahun 2010 Kronos-1 di bor berhasil menemukan gas, sedangkan Poseidon-1 dan Poseidon-2 yang di bor pada tahun 2010 tidak berhasil menemukan gas. Keempat sumur ini berada pada area yang mempunyai data seimik 3D. Tujuan dari tesis ini adalah untuk  mendapatkan pemahaman tentang penyebaran litologi dan fluida pada daerah penelitian. Pada tesis ini dilakukan pemodelan inversi seismik simultan. Hasil dari inversi seismik simultan adalah volum impedansi-P, impedansi-S, dan densitas. Berdasarkan hasil dari Impedansi-P dan Impedansi S , penyebaran reservoar yang berisi hidrokarbon memusat pada area sumur Kronos-1, sebaliknya tidak ditemukan reservoar yang berisi hidrokarbon pada area sumur Poseidon-1 dan Poseidon-2. Integrasi dari analisis crossplot Vp/Vs dengan Impedansi-P menunjukkan kemungkinan untuk mendapatkan litologi batupasir sebagai reservoar adalah 30 % pada area sumur Kronos-1 dan 0% pada sumur Poseidon-1.

---

Caswell sub-basin, Browse Basin is an extensional basin situated in Australia’s North West Shelf. Jurassic Plover Sandstone is an objective reservoir interval in this area. Presence of volcanic materials in the Jurassic Plover Reservoir possibly reduce the quality of the reservoir. Several wells drilled within Caswell sub-basin with different results, Kronos-1 drilled in 2010 and Torosa-1 in 2006 was successfully discovered gas. In 2009, Poseidon-1 and Poseidon-2 resulted as dry hole. These four wells are located within 3D seismic Poseidon data. Objective of the Thesis is to get more understanding of the lithology and fluid distribution in the study area.  Pre-stack simultaneous inversion done in this study as a method to get P-Impedance, S-Impedance and bulk density. In order to generate P-Impedance, S-Impedance and bulk density models, gathers data employed in the pre-stack simultaneous inversion. The final outputs of this study are P-impedance, S-impedance and bulk density volumes. HC sands distribution based on P-Impedance and S-Impedance concentrated in Kronos-1, in contrast with Poseidon-1 and Poseiodon-2 there was no HC sands distribution in these wells. Integration of Vp/Vs vs P-Impedance with  lithofacies probabilistic classification shows HC sand probability 30% in Kronos-1 and 0% in Poseidon-1.

"

"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)."

"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."

"Hasil dekomposisi spektral dengan menggunakan metode Smoothed Pseudo Wigner-Ville Distribution (SPWVD) digunakan untuk mengestimasi nilai atenuasi pada data seismik. Tujuan tugas akhir ini adalah untuk mengkarakterisasi reservoar shale pada formasi Gumai yang terletak di Lapangan Abiyoso yang berada di sub cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan dengan menggunakan dekomposisi spektral. Tahapan pertama yang dilakukan adalah analisis petrofisika dan analisis crossplot untuk mengarakterisasi lapisan reservoar shale. Karakterisasi lebih lanjut dilakukan dengan overlay kurva DlogR dan kurva Transit time sonik. Dari ketiga zona shale yang diprediksi, diperlihatkan bahwa lapisan batuan lempung pada zona Shale 1 merupakan lapisan batuan lempung yang diduga reservoar. Hasil tersebut didukung pula oleh estimasi nilai atenuasi dari dekomposisi spektral. Selanjutnya dekomposisi spektral diteruskan untuk data seismik secara keseluruhan sehingga didapatkan estimasi persebaran reservoar lapisan batuan lempung pada data seismik.

---

The results of spectral decomposition using Smoothed Pseudo Wigner-Ville Distribution (SPWVD) is used to estimate the value of attenuation on seismic data. The purpose of this thesis is to characterize shale reservoir in Gumai Formation at Abiyoso Field in Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin. The first stage, it is carried out petrophysical analysis and crossplot analysis to characterize shale reservoir layer. Further characterization is done by overlaying DlogR and Sonic transit time curve. Based on the three predicted shale zone, it is shown that shale layer at Shale zone 1 is estimated the layer of shale reservoir. These results are confirmed also by the estimated value of the attenuation of spectral decomposition. Further spectral decomposition is applied to seismic data set to map distribution of shale reservoir."

"Peristiwa semburan pemboran merupakan masalah serius yang diakibatkan tekanan formasi yang tinggi. Prediksi tekanan formasi diperlukan untuk merancang berat jenis lumpur dan kedalaman casing yang tepat agar tidak terjadi masalah akibat tekanan formasi yang tinggi. Selain itu, optimalisasi lokasi sumur juga dapat dilakukan sebelum pemboran dengan bantuan prediksi tekanan formasi. Studi ini mengintegrasikan hasil pengolahan dan analisa dari data sumur dengan data seismik dengan menggunakan beberapa teknik untuk mendapatkan model kecepatan yang sesuai untuk analisa prediksi tekanan pori. Model kecepatan yang dilakukan adalah pemodelan dari yang didapatkan dengan beberapa metode, yang meliputi: dix-velocity inversion, model kecepatan dari data checkshot dan post-stack impedance inversion. Selanjutnya, ketiga hasil kecepatan tersebut dikombinasikan untuk memperoleh model kecepatan dengan resolusi tinggi yang sesuai untuk mendapatkan model 3 Dimensi dari tekanan pori. Hasil prediksi tekanan pori memperlihatkan penyebaran dari zona Overpressure pada zona Deep khususnya zona Transisi dimana tekanan mulai naik dari tekanan normal ke tekanan yang tinggi yang terlihat pada marker R28-3 ke R29. Penyebaran zona tersebut hanya berada di sekitar sumur AL-9-B yang memang terbukti ditemukan zona Overpressure. Penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program pengeboran di daerah ALIA terutama dengan target reservoir di zona Transisi.

---

Kick or Blow out is a serious problems during drilling which is caused by Pore Pressure. Therefore a quantitative predrill prediction of pore pressure is urgently needed for anticipating this problem by setting the drilling mud weight, casing design. Optimization of well location could be done with this Pore Pressure Prediction. Building a reliable pore pressure cube from velocity to pore pressure transform over the entire ALIA Field will achieve the target.

Study uses an integrated geological and geophysical technique for pore pressure prediction, where pore pressure can be transformed by velocity cube that derived from several techniques. It can be from seismic velocity data only (stacking velocity) or check shot data or using AI seismic inversion data. The velocity cube refer to velocity interval. The result will be combined and calibrated to pore pressure from well data to get the high resolution of 3D Pore prediction cube.

The Pore Pressure Prediction result shown that Over pressure zone exhibit in below Marker R28-3 Deep Zone Mentawir Formation. The distribution located around AL-9-B well as known as Over pressured Well. This high resolution of 3D Pore prediction cube is giving an important information on distribution of pore pressure, and very useful for drilling design in ALIA Field."

"Evaluasi distribusi reservoir minyak dan gas bumi pada cekungan Browse secara spasial sering dilakukan dengan memahami secara kritis arsitektur stratigrafi internal delta yang didominasi pasir. Arsitektur stratigrafi dari Jurassic awal-tengah utama diindikasikan sebagai sistem fluvio-delta (formasi Plover) di cekungan Browse - reservoar hidrokarbon yang terbukti menampung gas dengan kondensat terkait di North West Shelf Australia. Sementara itu, prediksi sebaran fasies secara umum berdasarkan pemahaman geologi, seperti stratigrafi sekuens dan lingkungan pengendapan dapat dilakukan dengan menghasilkan model fasies. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk menghasilkan sifat fisik yang dapat memprediksi litologi dan mendeteksi distribusi fluida pori menggunakan Extended Elastic Inversion pada reservoir Jurassic awal, yang didukung oleh data seismik angle-stack dan sumur. Sifat fisis yang digunakan adalah Vp/Vs sebagai pendeteksi litologi dan lambda-rho sebagai pembeda fluida. Kisaran nilai cut-off Vp/Vs untuk reservoir batupasir yang didapatkan adalah 1,4-1,65 sedangkan kisaran nilai cut-off lambda rho (λρ ) pada reservoir gas adalah 0 – 40 GPa*(g/cc), keduanya ditunjukkan sebagai vp/vs rendah dan lambda rho rendah. Berdasarkan nilai-nilai tersebut, dilakukan kombinasi dengan algoritma deep learning, dengan menggunakan data sumur sebagai data training dan data seismik sebegai input data test. Hasil akhir penelitian ini berupa peta distribusi litho-fluid facies yang tervalidasi dengan lingkungan pengendapan area penelitian berupa reservoir fluvial-delta yang berarah Timur Laut-Barat Daya.

---

Assessing the extent and spatial distribution of petroleum reservoirs is often implemented carried out by understanding critically the internal stratigraphic architecture of sand-dominated deltas. The stratigraphic architecture of a major early–middle Jurassic was is indicated as fluvio-deltaic system (Plover formation) in the Browse basin — a proven hydrocarbon province hosting gas with associated condensate on North West Shelf of Australia. Meanwhile, predicting the general distribution of facies based on geological understanding, such as sequence stratigraphy and depositional environment could be possible by generating facies model. Therefore, this research was stood out to generate physical properties that can predict lithology and detect pore fluid distribution using extended elastic inversion in the early to middle Jurassic reservoir, which is supported by angle-stack seismic data and wells. The physical properties used are Vp/Vs as lithology detector and lambda-rho as fluid discriminator. The cut-off value range of Vp/Vs for sandstone reservoir is 1.4-1.6 while the range of cut-off value of lambda rho (λ ρ) on gas reservoirs is 0 – 40 GPa*(g/cc), both indicated as low vp/vs and low lambda rho. Based on those values, we implemented the combination with deep learning algorithm, while the wells data act as training data, the seismic data sets to data test. The result of this research is the distribution map of the litho-fluid facies model validated to depositional environment in research area as the form of fluvial-deltaic reservoir towards North East to South Eastern part of the research area."

"Cekungan Sunda merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Reservoar utama berupa batupasir pada cekungan tersebut berada pada Formasi Talang Akar. Formasi ini terendapkan di daerah fluvio-deltaic atau fluvial sampai daerah transisi, sehingga karakter reservoar batupasir formasi ini cukup beragam. Untuk memaksimalkan hal ini dilakukan studi terkait lingkungan pengendapan dan zona potensi reservoar hidrokarbon melalui analisis log sumur, batuan inti, dan laporan biostratigrafi. Berdasarkan hasil analisis pola elektrofasies, daerah penelitian terdiri dari empat pola yaitu cylindrical, bell, symmetrical, dan serrated. Hasil asosiasi fasies daerah penelitian diinterpretasikan sebagai tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, dan marsh/swamp yang berada pada lingkungan pengendapan tide-dominated estuary. Pada analisis petrofisika didapat nilai rata-rata parameter petrofisika kelima sumur yaitu Volume Shale (Vsh): 15.2% – 26.8%; Porositas Efektif (PHIE): 19.3% – 25.5%; Saturasi Air (Sw): 28% – 53.9%. Nilai ketebalan zona hidrokarbon (net pay) dihitung dengan parameter cut off yaitu Vsh ≤ 58%, porositas ≥ 8%, dan Sw ≤ 88%. Net pay atau total ketebalan zona hidrokarbon pada kelima sumur antara lain yaitu K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, dan K-5 11.5 ft.

---

The Sunda Basin is one of the largest hydrocarbon-producing sedimentary basins in Indonesia. The main sandstone reservoir in the basin is the Talang Akar Formation. This formation was deposited in fluvio-deltaic or fluvial to transitional areas, so the character of the sandstone reservoir of this formation is quite diverse. To maximize this, a study was conducted related to the depositional environment and potential hydrocarbon reservoir zones through the analysis of well logs, cores, and biostratigraphic reports. Based on the results of the electrofacies pattern analysis, the research area consists of four patterns, namely cylindrical, bell, symmetrical, and serrated. The results of the facies association of the research area are interpreted as tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, and marsh/swamp in a tide-dominated estuary depositional environment. In the petrophysical analysis, the average value of the petrophysical parameters of the five wells is obtained, namely Volume Shale (Vsh): 15.2% - 26.8%; Effective Porosity (PHIE): 19.3% - 25.5%; Water Saturation (Sw): 28% - 53.9%. The hydrocarbon zone thickness value (net pay) was calculated with cut off parameters of Vsh ≤58%, porosity ≥8%, and Sw ≤88%. Net pay or total hydrocarbon zone thickness in the five wells are K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, and K-5 11.5 ft."

"Lapangan 'HD' merupakan lapangan gas di Cekungan Sunda yang dikembangkan sejak tahun 2006 dan telah membuktikan keberadaan hidrokarbon pada lapisan batupasir Formasi Talang Akar bagian atas. Formasi ini merupakan sedimen sedimen darat yang terendapkan sepanjang aliran sungai purba (paleochannel) berumur Oligosen Atas dan berpotensi sebagai lapisan reservoir yang baik. Aplikasi multi atribut seismik merupakan salah satu teknik yang dipakai dalam mengidentifikasi pola sebaran dan kualitas reservoir sedimen tersebut. Penerapan teknik multi atribut seismik pada Lapangan "HD" menghasilkan 7 atribut kombinasi terbaik yaitu Filter 55/60-65/70, Duadrature Trace, Log (inversion), Filter 35/40-45/50, Derivative, Y-Coordinate, dan Second Derivative dengan koefisien korelasi sebesar 0.612388. Hasil dari sebaran distributary channel pada 4 lapisan reservoir target diinterpretasikan masuk ke dalam lingkungan pengendapan upper delta plain dimana secara kualitas Lapisan Sand-A mempunyai porositas terbaik 18%, Sand-B sebesar 20%, Sand-C bernilai 28%, dan Sand-D sebesar 24%. Sedangkan dari identifikasi kawasan prospek hidrokarbon, Lapisan Sand-A mempunyai 5 kandidat prospek (A1, A2, A3, A4 dan A5), Lapisan Sand-B terdapat 6 kandidat prospek (B1, B2, B3, B4, B5 dan B6), Lapisan Sand-C mempunyai 5 kandidat prospek (C1, C2, C3, C4 dan C5), serta Lapisan Sand-D terdapat 7 prospek (D1, D2, D3, D4, D5, D6 dan D7). Hasil perhitungan sumberdaya hidrokarbon keempat lapisan reservoir didapatkan original oil inplace Sand-A sebesar 1,63 mmscf, Sand-B sebesar 2,47 mmscf, Sand-C sebesar 0,7 mmscf, dan Sand-D sebesar 7,07 mmscf.

---

"HD" fields is a gas field in Sunda Basin, it developed since 2006. The hydrocarbon existence in this field is proven at sandstone layers of the Upper Talang Akar Formation. Upper Talang Akar Formation is a terrestrial sediments, which is deposited along the ancient river (paleochannel) of Upper Oligocene age and this formation is potential to be a good reservoir. Multi attribute seismic application is a techniques used to identify the patterns of distribution and reservoir sediments quality. The application of multi attribute seismic techniques in the "HD" field produce 7 best attributes combination, they are Filter 55/60-65/70; Duadrature Trace; log (inversion); Filter 35/40-45/50; Derivative; YCoordinate; and second derivative with correlation coefficient 0.612388.

The result of the distributary channel in the 4 layers reservoir target are interpreted into the upper delta plain deposition environment. Sand-A layer has the best porosity about 18%, Sand-B by 20%, Sand-C around 28%, and Sand-D approximately 24%. Whilst the hydrocarbon prospect identification of the region, Sand-A layer have 5 prospects candidate (A1, A2, A3, A4, and A5), Sand-B layer have 6 prospects candidate (B1, B2, B3, B4, B5, and B6), Sand-C have 5 prospects candidate (C1, C2, C3, C4, and C5), and Sand-D have 7 prospects candidate (D1, D2, D3, D4, D5, D6, and D7). The results of hydrocarbon resources calculation from reservoir layer obtained original oil inplace. Sand-A layer has 1,63 mmscf, Sand-B 2,47 mmscf, Sand-C 0,7 mmscf, and Sand-D 7,07 mmscf."

"Perkembangan akhir dari teknologi impedansi seismik menyajikan sebuah pendekatan kuantitatif dalam karakterisasi reservoir. Impedansi yang dinyatakan sebagai Extended Elastic Impedance (EEI) ini yang juga merupakan bentuk ekstensi dari impedansi elastik mampu memberikan akses untuk mengeksplor informasi yang terdapat di sumur melalui data seismik sehingga memungkinkan kita untuk memprediksi distribusinya . Korelasi optimum antara EEI dengan suatu parameter reservoir memberikan pemungkinan untuk menggunakan EEI sebagai pendekatan dari parameter reservoir tersebut. Proyeksi sudut konstan dari penampang seismik dapat digunakan untuk membuat penampang reflektifitas parameter reservoir, yang secara konsep, dibangkitkan oleh EEI. Sehingga akan terdapat pasangan reflektifitas dan impedansi yang menggambarkan distribusi dari nilai parameter reservoir. Dalam penelitian ini, EEI digunakan sebagai pendekatan terhadap gamma-ray dan lamda-rho untuk memprediksikan perkembangan reservoir dan akumulasi gas dari posisi sumur ke sepanjang tutupan daerah survey seismik. Hasilnya menunjukan bahwa adanya kesimpulan yang sinergi antara pendekatan EEI yang satu dengan yang lain dalam memprediksikan deliniasi reservoir."