Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan utama penghasil minyak dan gas bumi di Indonesia. Lapangan “X” pada Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu lapangan yang memiliki reservoar hidrokarbon. Penelitian ini berfokus pada zona target Lower Talang Akar Formation (LTAF) pada Sumur G-46, G-47, dan G-49. Pada penelitian ini, penentuan sebaran litologi batupasir dilakukan menggunakan metode seismik inversi post-stack model based serta properti petrofisika. Inversi seismik model based dilakukan untuk menghasilkan nilai impedansi akustik. Properti petrofisika pada penelitian ini meliputi volume shale, porositas, dan saturasi air. Reservoar pada daerah penelitian ini memiliki litologi shaly sand sehingga digunakan metode pengukuran saturasi air persamaan Indonesian dan porositas menggunakan parameter neutrondensity. Berdasarkan hasil analisis petrofisika, zona reservoar LTAF memiliki prospek hidrokarbon dari reservoar yang baik dengan nilai porositas efektif berkisar 18%-25%, nilai saturasi air berkisar 23%-42%. Analisis petrofisika diakhiri dengan analisis lumping, di mana menghasilkan net reservoir dan net pay. Berdasarkan hasil analisis sensitivitas – analisis yang ditunjukkan untuk memisahkan litologi sand dan shale, nilai impedansi akustik tidak dapat memisahkan litologi sand dan shale karena sand bersifat tight. Inversi seismik model based menghasilkan rentang nilai impedansi akustik berkisar 7000 ((m/s)*(g/cc)) – 10500 ((m/s)*(g/cc)). Berdasarkan hasil inversi, nilai impedansi akustik tidak dapat memisahkan litologi sand dan shale karena ketebalan lapisan reservoar sand yang sangat tipis berkisar 10-20 ft.

---

The South Sumatra Basin is one of the main oil and gas producing basins in Indonesia. Field "X" in the South Sumatra Basin is one of the fields that has a hydrocarbon reservoir. This research focuses on the Lower Talang Akar Formation (LTAF) target zone in Wells G-46, G-47, and G-49. In this study, determining the distribution of sandstone lithology was carried out using the post-stack model based seismic inversion method and its petrophysical properties. Model based seismic inversion is performed to produce acoustic impedance values. Petrophysical properties in this study include shale volume, porosity, and water saturation. The reservoir in this study area has a shaly sand lithology so that the Indonesian equation of water saturation and porosity measurement methods are used using the neutron-density parameter. Based on the results of petrophysical analysis, the LTAF reservoir zone has good prospects for hydrocarbons from the reservoir with effective porosity values ranging from 18% -25%, water saturation values ranging from 23% -42%. The petrophysical analysis ends with a lumping analysis, which produces a net reservoir and net pay. Based on the results of the sensitivity analysis - the analysis shown to separate sand and shale lithology, the acoustic impedance value cannot separate sand and shale lithology because sand is tight. Model based seismic inversion produces a range of acoustic impedance values ranging from 7000 ((m/s)*(g/cc)) – 10500 ((m/s)*(g/cc)). Based on the inversion results, the acoustic impedance value cannot separate the lithology of sand and shale because the thickness of the reservoir sand layer is very thin, ranging from 10-20 ft."

"Lokasi penelitian yang terletak di cekungan Jawa Timur (East Java Basin) adalah daerah yang dilalui oleh zona patahan Rembang-Madura-Kangean-Sakala ( RMKS Fault Zone) yang merupakan zona dengan deformasi sesar yang kuat. Berdasarkan data sumur ekplorasi, Zona target berada pada formasi Ngimbang Karbonat, didominasi oleh batuan gamping dan terletak pada kedalaman 2012 m sampai 2470 m. Dari hasil studi gas analysis sebelumnya, formasi Ngimbang Karbonat berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon dengan kenampakan gas show yang cukup tinggi pada formasi tersebut. Hal ini didukung juga oleh nilai log resistivitas yang tinggi yang mungkin berasosiasi dengan keberadaan hidrokarbon. Pada penelitian ini, inversi impedansi akustik menggunakan metoda Sparse Spike digunakan untuk menunjukkan keberadaan reservoar pada zona target. Hasil dari inversi ini menunjukkan terdapat satu lapisan pada formasi Ngimbang Karbonat yang mempunyai nilai impedansi akustik yang relatif lebih rendah dari bodi sekitar nya yaitu 6600 sampai 7700 (m/s).(g/cc). Pada penelitian ini, penulis menkonversi nilai impedansi akustik menjadi parameter porositas dan didapatkan nilai porositas zona target berkisar 8 - 10 %. Selanjutnya metoda dekomposisi spektral dengan algoritma CWT digunakan untuk melihat saturasi fluida dari zona target. Hasil dari metoda CWT ini menunjukkan adanya fenomena Low Shadow Frequency pada frekuensi 8 Hz. Fenomena ini diduga berasosiasi dengan keberadaan hidrokarbon yang mensaturasi batuan pada zona target. Hal ini didukung dengan hasil inversi sebelumnya bahwa dengan menggunakan kombinasi kedua metoda tersebut, diduga bahwa terdapat akumulasi hidrokarbon jenis gas pada zona target penelitian.

---

Location of research area is located in East Java Basin which is passed by a big fault zone named Rembang - Madura - Kangean - Sakala (RMKS) fault zone. The target area is a zone with strong fault deformation. Based on well exploration data, the target zone is Ngimbang Karbonat Formation which is dominated by Carbonate limestone and at the depth of 2012 m until 2470 m.

Gas Analysis study shows that the Ngimbang Karbonat Formation is highly potential for becoming a reservoar rock which shows highly gas shows on that formation. This is also supported by high resistivity value from log data that maybe associated with hydrocarbon existence.In this research, Acoustic Impedance with Sparse Spike algorithm is used to show the existence of reservoir on the target zone.

The result of this inversion shows that there is one body of rock on Ngimbang Karbonat fm that has low acoustic impedance value 6600 – 7700 (m/s).(g/cc) compared to the other body. I convert this acoustic impedance value into porosity parameter and get a range of value from 8 - 10 %. Finally, spectral decomposition method based on CWT algorithm is used to see the fluid saturation on the target zone.

The result of this method show that there is a Low Shadow Frequency phenomenon at frequency 8 Hz. This phenomenon may be associated with the existence of hydrocarbon that saturate the rocks on the target zone. It is supported by the result of the inversion before that with the combination of both method, we can conclude that the target zone is highly potential to become a reservoir rock with accumulation of hydrocarbon on that zone."

"ABSTRAKLapangan ?AS? terbukti mengandung gas dari hasil pemboran sumureksplorasi yang sudah dilakukan. Untuk memprediksi distribusi porositas padareservoar batuan karbonat yang mengandung gas digunakan metoda inversiimpedansi akustik dengan diintegrasikan interpretasi fasies pengendapan danproses diagenesa. Diharapkan dari penelitian ini bisa membantu dalammengidentifikasi penyebaran porositas dan membantu dalam menentukan lokasisumur pengembangan dengan optimal.Porositas pada batuan karbonat sangat dipengaruhi oleh fasiespengendapannya dan proses diagenesa. Analisa fasies pengendapan dan diagenesadapat digunakan untuk prediksi penyebaran porositas dengan interpretasi secarageologi/kualitatif. Untuk mendapatkan prediksi yang lebih baik makadiintegrasikan dengan interpretasi geofisika secara kuantitatif dalam hal iniAtribut Impedansi Akustik. Analisa Atribut Impedansi Akustik dilakukan denganproses inversi seismik. Inversi seismik membutuhkan model awal dimana modelawal ini akan berpengaruh terhadap hasil inversi. Dalam hal ini, model awaldibuat berdasarkan interpretasi fasies pengendapan dari data sumur maupuninterpretasi seismik serta hasil analisa proses diagenesa yang terjadi pada reservoirkarbonat dilapangan ?AS?.Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa porositas batuan karbonat dilapangan ?AS? dapat diprediksi dengan baik melalui inversi Impedansi Akustik.Prediksi porositas dari impedansi akustik diintegrasikan interpretasi fasiespengendapan dan diagenesa dapat memprediksi penyebaran porositas di lapangan?AS?dengan lebih optimal

---

Abstract?AS? field was already proved to contain gas from previous drilling of theexploration wells. To predict the distribution of porosity in carbonate reservoirrocks containing gas, acoustic impedance inversion method is applied integratedwith depositional facies and diagenetic processes interpretation. It was expectedthat the research could help to identify porosity development in the carbonatereservoir and assist in determining optimally the location of the developmentwellsPorosity in carbonate rock is strongly influenced by depositional facies anddiagenetic processes. Depositional facies and diagenesis analysis can be used topredict the porosity development with a geological interpretation qualitavely. Toget a better porosity prediction, acoustic impedance attribute can be used asquantitavely interpretation which is integrated with geological interpretation.Analysis of acoustic impedance attribute is done by using seismic inversionprocess. Seismic inversion requires an initial model, which influence the inversionresults. In this case, the initial model is based on facies interpretation of well data,seismic interpretation and the results of analysis of diagenetic processes that occurin carbonate reservoir in the ?AS? field.The results of this study indicate that the porosity of carbonate rocks in the?AS? field can be predicted by acoustic impedance inversion. Prediction ofporosity distribution from acoustic impedance, which is integrated withinterpretation of depositional facies and diagenesis can be carried out moreoptimally in the ?AS? field."

"Karakterisasi reservoar hidrokarbon merupakan serangkaian proses yang meliputi interpretasi, analisis, serta evaluasi sebuah reservoar berdasarkan data geologi dan geofisika. Suatu reservoir hidrokarbon dapat diklasifikasikan sebagai suatu reservoar yang berkarakter ekonomis untuk eksplorasi dan produksi jika proses karakterisasi reservoir dilakukan dengan tepat secara kualitatif dan kuantitatif. Integrasi data geologi dan geofisika dapat bermanfaat bagi karakterisasi reservoar melalui pemanfaatan metode inversi seismik. Keberadaan hidrokarbon di Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan dianalisis menggunakan inversi seismik yang menggunakan data full-stack seismic secara model-based. Implementasi metode inversi model-based menggunakan properti seismik, yaitu impedansi akustik. Dengan mengintegrasi data sumur, dapat dihasilkan properti fisika batuan, seperti impedansi akustik gelombang-P (Zp) dan kecepatan gelombang-P (Vp). Pemanfaatan impedansi akustik dengan memperhatikan hasil analisis wavelet yang tepat untuk melaksanakan proses inversi dapat bermanfaat untuk melakukan prediksi litologi bawah permukaan penyusun reservoar hidrokarbon. Hasil inversi impedansi akustik dapat dielaborasikan untuk mendelineasi litologi sand dan shalesecara umum pada lingkungan pengendapan berupa delta-fluvial. Prediksi litologi melalui ketersediaan data Sumur BUDAPEST, CANNES, dan DEBRECEN pada reservoar pada studi penelitian ini berhasil memprediksi litologi berupa sand (Class 1) sebesar 40.89%, sand (Class 2) sebesar 38.08%, shale sebesar 37.20%, serta karbonat sebesar 53.34%.

---

Hydrocarbon reservoir characterization is a series of processes that include interpretation, analysis, and evaluation of a reservoir based on geological and geophysical data. A hydrocarbon reservoir can be classified as a reservoir with economical characteristics for exploration and production if the reservoir characterization process is carried out qualitatively and quantitatively. The integration of geological and geophysical data can be useful for reservoir characterization through the use of the seismic inversion method. The presence of hydrocarbons in the Talang Akar Formation, South Sumatra Basin was analyzed using seismic inversion which uses model-based, from full-stack seismic data. The implementation of the model-based inversion method uses acoustic impedance as the property. By integrating well data, rock physics properties can be generated, such as P-wave acoustic impedance (Zp) and P-wave velocity (Vp). Utilization of acoustic impedance by taking into account the results of the appropriate wavelet analysis to carry out the inversion process can be useful for predicting subsurface lithology making up hydrocarbon reservoirs. The results of acoustic impedance inversion can be elaborated to delineate sand and shale lithologies in general in delta-fluvial depositional environments. The lithology prediction through the availability of data on the BUDAPEST, CANNES, and DEBRECEN wells in the reservoir of research in this study succeeded in predicting lithology in the form of 40.89% sand (Class 1), 38.08% sand (Class 2), 37.20% shale, and 53.34% carbonate."

"Penelitian yang dilakukan di lapangan Abiyoso pada formasi gumai bertujuan untuk memperkirakan daerah yang berpotensi sebagai shale reservoir berdasarkan parameter impendansi akustik dan analisa log. Log gamma ray, neutron (NPHI) dan density (RHOB) secara efektif dapat mengidentifikasi kandungan material organik pada batu serpih. Terdapat hubungan antara Vp pada porositas rendah terhadap kematangan kerogen. Vp meningkat dengan meningkatnya tingkat kematangan kerogen. Hasil inversi menunjukkan bahwa pada daerah Top Horizon 3, 4 dan 5 kerogen telah matang, dengan nilai AI (21000 - 25000) (ft/s)*(g/cc).

---

Research conducted in the filed Abiyoso at gumai formation aims to estimate the potential area as a shale reservoir based on parameters acoustic impedance and log analysis. Gamma ray log, neutron (NPHI) and density (RHOB) is efective to organic matter identification of shale. The maturity of kerogen can be related to Vp at low-porosity.Vp increas with increasing maturity. Inversion result show that kerogen is mature on the area of Top Horizon 3, 4 and 5 with AI value (21000 - 25000) (ft/s)*(g/cc)."

"Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur 17 dan 50, Reservoar yang akan diteliti berada pada kedalaman 3328.50 hingga 3469 feet yang merupakan formasi missisauga tengah yang batuannya didominasi oleh batuan pasir. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai kandungan lempung berkisar antara 13%-36%, porositas berkisar antara 16%-23% dan saturasi air berkisar antara 39%-53%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter reservoar secara vertikal. Untuk itu itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan analisis mulitatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Atribut yang digunakan adalah sampled-based attributes dan inversi seismik sebagai eksternal atribut. Penggunaan Neural network dapat meningkatkan korelasi antara nilai log prediksi dengan nilai log sebenarnya hingga mencapai nilai 0.98.

---

Analysis petrophysical result can provide vertical information about the character of the reservoir. However, this method lacking in the horizontal resolution. so we can provide 3D information from analysis multiatribut. Shaly sand rock in Norwegia field is an area that has potential as a reservoir. Petrophysical parameters that will be studied in this thesis, such as clay content, porosity and water saturation. From the petrophysical analysis calculation , the value obtained clay content ranged from 13%-36%, porosity ranged from 16%-23% and a water saturation ranged from 39%-53%. Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted using multiatribut analysis. Linear sparse spike inversion results will be used as an external atribute on multiatribut analysis. The use of Neural Network aims to improve the correlation between the log predictive value with the actual value . Results from the log input will be spread throughout the seismic volume to get a pseudo volume."

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

---

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

"ABSTRAKGas hidrat secara alami terbentuk ketika molekul gas bebas terjebak di dalam kisi molekul air maka akan terbentuk padatan yang stabil yang bergantung pada suhu dan tekanan. Metode Bottom Simulating Reflector (BSR) dapat digunakan untuk melihat kenampakan kontras impedansi yang terjadi antara gas hidrat dengan keberadaan gas bebas yang berada di bawahnya. Karakteristik dari BSR yaitu amplitudo tinggi yang cukup kontras memotong struktur geologi serta dapat dilihat dari polaritas yang berbalik. Apabila dibawah BSR terdapat gas bebas, maka akan terjadi anomali kecepatan gelombang seismik dari tinggi ke rendah. Metode inversi Impedansi Akustik (AI) dengan metode model based dapat digunakan untuk menentukan nilai Impedansi Akustik serta kecepatan gas hidrat dan gas bebas dan menentukan keberadaan BSR di daerah Cekungan Bengkulu. Nilai p-wave BSR yang berkorelasi dengan gas hidrat berkisar antara 9000-10000 ft/s sedangkan nilai p-wave BSR yang berkorelasi dengan gas bebas berkisar antara 6500-7500 ft/s. Nilai Impedansi Akustik BSR yang berkorelasi dengan gas hidrat adalah antara 19.000-21.000 ft/s*g/cc, sedangkan nilai Impedansi Akustik BSR yang berkorelasi dengan gas bebas yang berada dibawahnya adalah antara 12000-14000 ft/s*g/cc. Dari hasil inversi model based, didapat bahwa BSR pada penelitian ini berada di Formasi Parigi dengan kedalaman BSR berkisar 1100-1300 meter di bawah dasar laut.

---

ABSTRAKGas hydrate is naturally formed when free gas molecules trapped in a lattice of water molecules it will form a stable solid which depends on temperature and pressure. Bottom Simulating Reflector (BSR) methods can be used to see the appearance of the impedance contrast that occurs between the gas hydrate with the presence of free gas beneath it. Characteristics of BSR is high amplitude contrast across geological structure as well as can be seen from the polarity is reversed. If there is free gas below the BSR, there will be a seismic wave velocity anomaly from high to low. The inversion method Acoustic Impedance (AI) with a model-based method can be used to determine the value of acoustic impedance and velocity of gas hydrate and free gas and can determine the presence of BSR in Bengkulu Basin area. The p-wave that BSR correlated with gas hydrate ranging from 9000-10000 ft / s, while the p-wave that BSR correlated with free gas ranged between 6500-7500 ft / s. The Acoustic Impedance that BSR correlated with the gas hydrate is between 19000-21000 ft / s*g / cc, while the Acoustic Impedance that BSR correlated with free gas that are below BSR is between 12000-14000 ft / s*g / cc. From the results of the inversion models based, found that the BSR in this study were in Parigi Formation with BSR depths ranging from 1100-1300 meters below the seabed."

"Karakterisasi reservoar pada Lapangan "X" telah dilakukan menggunakan inversi impedansi akustik dan geostatistik. Kedua teknik ini dapat menghasilkan peta persebaran reservoar yang didapatkan dari impedansi akustik hasil inversi dan porositas. Selain itu, peta persebaran reservoar dapat digunakan untuk melihat litologi batuan reservoar. Daerah penelitian terletak di Lapangan "X" pada Cekungan Sumatera Tengah, Provinsi Riau. Teknik inversi impedansi akustik yang digunakan adalah inversi model based, sedangkan teknik geostatistik yang digunakan adalah teknik cokriging. Hasil analisa terintegrasi dari kedua teknik menunjukkan bahwa daerah target mempunyai litologi batupasir ber-porous disekitar well A-1 dengan porositas tinggi pada nilai impedansi akustik 15.000-19592 ((ft/s)*(g/cc)) dan mempunyai litologi batupasir tight disekitar well A-12 dan well A-16 dengan porositas cukup rendah pada nilai impedansi akustik 15306-20204 ((ft/s)*(g/cc)) dan 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc)).

---

ABSTRAKReservoir characterization in 'X' field has been carried out using acoustic impedance inversion and geostatistics. Both of these techniques can produce a map of the distribution reservoir that obtained from acoustic impedance inversion and porosity results. Beside that, a map of the distribution reservoir can be used to view the lithology of rocks. The research area is in "X" field at Central Sumatera Basin, Riau, Indonesia. The acoustic impedance inversion is performed by using "model based" inversion, while the cokriging technique had been used as part of geostatistic technique. The integrated analysis results from these methods show that the reservoir in research field has porous sandstones around the well A-1 with high porosity in acoustic impedance values 15000-19592 ((ft/s) *(g/cc)) and has tight sandstone around well A-12 and well A-16 with low porosity in acoustic impedance values 15306-20204 ((ft/s) *(g/cc)) and 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc))."

"Formasi Balikpapan yang terletak pada lapangan KEVEV, Cekungan Kutai merupakan reservoir batupasir yang cukup baik sebagai tempat terakumulasinya hidrokarbon. Dalam penelitian ini, telah dilakukan inversi impedansi akustik AI pada seismik 3D untuk mengetahui karakteristik dari lapisan target pada formasi Balikpapan di Lapangan KEVEV, Cekungan Kutai, Kalimantan. Inversi impedansi akustik pada data seismik yang dilakukan berbasis model dimana pembuatan model dikontrol oleh 6 Sumur yang digunakan dan juga 1 Horizon. Pada hasil inversi AI dilakukan slice untuk mendapatkan daerah low-Impedance yang berpotensi sebagai lapisan pasir sehingga dapat mengindikasikan adanya hidrokarbon pada lapangan "KEVEV" berdasarkan nilai impedansi akustik dan porositas. Dari proses inversi AI yang dilakukan pada data seismik 3D di Lapangan KEVEV diperoleh harga impedansi akustik untuk lapisan Horizon x adalah antara 20.000 ft/s g/cc-27.000 ft/s g/cc. Setelah dikonversikan menjadi porositas, didapatkan harga porositas untuk Horizon X sebesar 20-24 . Zona prospek hidrokarbon diindikasikan terdapat pada puncak dekat dengan sumur KEVEV 0060.Untuk sumur pengembangan berikutnya sebaiknya dilakukan di dekat titik tersebut.

---

Balikpapan formation, which is located in KEVEV field, Kutai Basin, is a quite good sandstone reservoir as a place where hydrocarbons are accumulated. In this study, Acoustic Impedance AI Inversion in 3D seismic, have been done to interpret characteristic of the target rsquo s layer in Horizon X, KEVEV field, Kutai Basin, Kalimantan. Acoustic impedance seismic inversion, which based on model controlled by 6 wells and 1 horizon.

The results of Al inversion sliced to get the low impedance area which are potential as a sand layer, so that the hydrocarbon can be indicated in KEVEV field, based on the value of acoustic impedance and porosity. The result of acoustic impedance inversion from 3D seismic data in KEVEV Field controlled by Horizon X is in range 20.000 ft s g cc - 27.000 ft s g cc. After being converted in to porosity, the value of porosity for Horizon X is obtained. The value is 20 - 24. Hydrocarbon prospect zone is indicated in the high structure, near to KEVEV 0060 well. The next develop well ought to be near that point."