Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Formasi Ngimbang memiliki reservoir berupa batuan karbonat. Batuan karbonat memiliki kesulitan yang lebih khususnya pada reservoir hidrokarbon. Untuk mendukung kegiatan hal tersebut dibutuhkan pemahaman kondisi geologi di wilayah Cekungan Jawa Timur, salah satunya adalah studi mengenai fasies dan lingkungan pengendapan. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah deskripsi batuan inti, deskripsi petrografi, dan interpretasi log sumur. Data yang digunakan berupa 3 sumur dengan 30 sampel sayatan tipis. Dari analisis tersebut, didapatkan 6 fasies, yaitu mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, dan shale dengan 3 asosiasi fasies, yaitu platform interior – open marine, platform-margin sand shoals, dan platform interior – restricted

---

The Ngimbang Formation has a reservoir of carbonate rocks. Carbonate rocks have more difficulties, especially in hydrocarbon reservoirs. To support these activities, it is necessary to understand the geological conditions in the East Java Basin area, one of which is the study of facies and depositional environments. The methods used in this study are core rock description, petrographic description, and well log interpretation. The data used were 3 wells with 30 thin section samples. From the analysis, 6 facies were obtained, namely mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, and shale with 3 facies associations, namely platform interior - open marine, platform-margin sand shoals, and platform interior - restricted."

"ABSTRAKPemodelan fasies karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geologi dan data geofisika. Penelitian ini difokuskan pada analisis seismik fasies dan lingkungan pengendapan. Formasi target pada studi ini adalah Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Formasi Kujung merupakan Formasi yang terdiri atas batuan karbonat. Formasi Ngimbang mampu menjadi reservoar minyak yang baik seperti yang telah ditembus oleh sumur-sumur di lepas pantai Jawa Timur. Namun kajian mengenai Formasi Ngimbang masih terbatas dan belum komprehensif sehingga harus diangkat potensi-potensi pada formasi tersebut dengan pendekatan seismik stratigrafi, ditambah dengan data sumur yang telah menembus Formasi Ngimbang. Dengan menggunakan seismic fasies sebagai acuan diharapkan dapat mengetahui potensi-potensi baru Batuan Karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Untuk itu pada penelitian ini, dilakukan pemodelan facies karbonat. Hasil analisis memperlihatkan tiga fasies pada interval target yaitu: Fasies wackstone-grainstone coraline reffal dengan arah relatif berarah barat-timur, Fasies mudstone-packstone lagoonal dengan arah relative barat-timur,fasies grainstone dolomite tidal, yang berarah relative barat-timur. Pada fasies wackstone-grainstone coraline reffal, merupakan transgresive reef system, dimana pertumbuhan reef mengikuti kenaikan muka air laut relative. Analisis lebih lanjut pada seismik fasies dapat disimpulkan bahwa Formasi Ngimbang didominasi oleh fasies reefal.

---

ABSTRACTCarbonate rock is an important reservoir rock in Indonesia. North East Java Basin has several carbonate reservoir which still productive. This research focused on seismic facies analysis and depositional environtment. This study is conducted integrating geological and geophysical method for evaluating carbonate reservoir in Kujung and Ngimbang Formation. Kujung Formation consist of carbonate rocks. Ngimbang Formation capable of being good reservoir but the study of Ngimbang Formation is still limited and not comprehensible. Structure experience aggradation in the northern part and prograding unit to the south. Facies mapping of the Ngimbang and Kujung formation as presented in the study area suggested that the facies distribution is not as important as fault intensity to control the reservoir quality. Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies but the presence of intensive micrite and stylolite suggested that late diagenetic process occurred and really influence reservoir quality. As also from facies analyses in the Well JPL indicated that Kujung Formation is having reefal to fore reef depositional environment. From this point of view, the area of interest is the area where fault intensity are high. The top structure of Ngimbang Formation at the present time is higher towards eastern part, Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies. "

"Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untukmemahaminya dibutuhkan perhatian yang lebih mendetil. Mengingat batuan karbonat ada bermacam-macam dan terdapat pengaruh deformasi rongga sekunder, dimana hal tersebut berkaitan langsung dengan nilai properti, yakni porositas dan permeabilitas. Berdasarkan nilaipengukuran properti pada sampel batuan inti yang sering dijadikan acuan, kadang masih menimbulkan kesalahan pada hasil permodelan dan keadaan sebenarnya. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghubungkan antara analisis kualitatif (fasies pengendapan)dan kuantitatif (korelasi nilai properti). Analisis fasies pengendapan dilakukan dengan acuan data wireline log, sample batuan inti, biostratigrafi, dan petrografi. Kemudian untuk analisis kuantitatif (rock typing) dilakukan dengan acuan nilai properti (porositas, permeabilitas, saturasi air, dan volume shale). Dalam menentukan metode kuantitatif yang paling tepat untuk digunakan dalam penelitian ini, penulis menyuguhkan metode Windland dan Hydraulic FlowUnit. Pada penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hubungan model fasies pengendapan dengan pembagian kelompok rock typing pada formasi Kujung unit I, lapangan “Betta”, Cekungan Jawa Timur Utara. Formasi Kujung Unit I top hingga bottom pada daerah penelitianmengindikasikan adanya 13 parasekuen. Terdapat beberapa lithofacies yaitu mudstone hingga grainstone, dan shale. Berada pada lingkungan pengendapan laguna dan open shelf dimana situasi eustasy konstan sehingga mendukung pertumbuhan reef patch. Nilai properti yangterkandung pada interval ini antara lain porosity berkisar 1.3% - 31.3% dan permeabilitasnya berkisar 0.04 mD hingga 1042 mD. Sehingga menghasilkan beberapa kelompok reservoir yang diberi ranking satu (1 - excellent), dua (2 – good), tiga (3 – poor), dan empat (4 – very poor) berdasarkan pengelompokan batuan dari kesamaan nilai flow unit (HFU) dan ukuran ronggayang saling terkoneksi (R35).

---

The texture of carbonate rock is known as a high level of complexity because it has several varieties and the effect of secondary porosities, such as vugs and crystallization. So that is directly involved to its properties value. However, the properties that are measured on core samples as a reference are often unmatched when it comes to modelling vs. actual condition. So, it is necessary to get the right method that can match between qualitative (depositional

facies) and quantitative analysis (properties correlation). Depositional facies interpretation is

controlled by wireline log data, core data sample, biostratigraphy, and also petrography report.

Later on, the quantitative analysis (rock typing) determined by combining reservoir properties

values, which are porosity, permeability, water saturation, clay volume. The next step is to get

the right quantitative analysis method for this research, we provide Windland and hydraulic

flow unit method to identify rock typing of carbonate reservoir. The objective from this research is to find correlation between depositional facies and its quality of carbonate Kujung unit I reservoir groups that located in “Betta” field, North East Java basin. Kujung Unit I formation from top to bottom in the research area indicates the presence of 13 parasequences.

There are several lithofacies namely mudstone to grainstone and shale. It is in a lagoon deposition environment and open shelf where the eustasy situation is relatifly constant thus supporting the growth of reef patches. The property values contained at this interval include porosity ranging from 1.3% - 31.3% and its permeability ranges from 0.04 mD to 1042 mD. Thus producing several reservoir groups ranked one (1 - excellent), two (2 - good), three (3 - poor), and four (4 - very poor) based on rock typing analysis based on the similarity of flow unit value (HFU) and the size of interconnected pores (R35)."

"Karakterisasi reservoir merupakan langkah penting yang harus dilakukan untuk menentukan melakukan modeling dalam perhitungan cadangan hirdrokarbon dalam suatu reservoar. Dengan menentukan nilai saturasi air, prediksi dan penyebaran permeabilitas, serta konektifitas antar sumur merupakan hal yang krusial dalam mengevaluasi suatu lapangan, terutama dalam hal membangun model dinamik. Dimana nantinya hal ini akan berpengaruh pada prediksi kinerja reservoir. Tujuan dari paper ini adalah menyajikan hasil perhitungan volume shale, porositas, saturasi air, dan prediksi permeabilitas reservoar pada lapangan ldquo;S rdquo; pada formasi Paciran Limestone serta melakukan pengujian terhadap data core dari uji laboratorium yang disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoar. Beberapa metode yang digunakan khususnya untuk prediksi permeabilitas adalah metode regresi power dengan kontrol HFU, regresi power dengan kontrol dari fasies, dan juga metode coaste dumair.Lapangan ini memiliki tiga sumur reservoar, terletak di lepas pantai Bali Utara. Data yang tersedia yaitu data wireline triple combo dan RFT , routine core, dan SCAL untuk masing-masing sumur, serta data petrografi, dan data formation electricity pada salah satu sumur. Dilakukan perhitungan dari ketiga metode prediksi tersebut pada tiap ndash; tiap sumur. Diperoleh hasil prediksi permeabilitas yang berbeda dari hasil ketiganya. Pada perhitungan saturasi air digunakan metode Indonesia dan Archie.Dari pengolahan data yang dilakukan didapat nilai rata ndash; rata untuk ketiga sumur yaitu 0.04 untuk volume shale, 45 untuk porositas total, 0.34 -1 untuk saturasi air, dan 0.45 ndash; 78 mD dengan kontrol HFU. Hasil perhitungan tersebut telah sesuai dengan pengujian terhadap data dari core, baik data XRD untuk validasi volume shale,permeabilitas dan porositas core, hingga data capillary pressure. Untuk GWC terdapat pada 3394 ft MD, dari data petrography dapat diindentifikasi bahwa tidak terdapat secondary porosity pada lapangan ldquo;S rdquo.

---

Reservoir characterization is an important step that must be done to determine the conduct modeling in calculation of reserves hydrocarbon performance of a reservoir. By determining the value of water saturation, permeability prediction and dissemination, as well as connectivity between wells are crucial in evaluating the field, especially in terms of building a dynamic model. This eventually will affect reservoir performance predictions. The purpose of this paper is to present the results of a comparison of the application of some methods in determining reservoir permeability prediction in the field S on Paciran limestone formation and conducted tests on the data from the core permeability laboratory tests tailored to the reservoir pressure conditions. Some of the methods used is power regression method with HFU control, power regression with facies control, and also Coaste Dumair method.This field has three wells reservoir, with type carbonate reservoir. This field lies offshore North Bali. The available data is data of wireline triple combo and RFT , routine core, and SCAL to each well, and petrography data, and the formation of electricity data in one of the wells. The third method of calculation of such predictions on each well. Different permeability prediction result obtained from the used three methods. In the calculation of water saturation used Indonesia and Archie methods.From the processing data shows average value for the wells that has 0.04 shale volume, 45 of total porosity, 0.34 ndash 1 of saturation water, and 0.45 ndash 78 MD of permeability prediction from HFU control. Those calculation result are appropriate with validation from data core, from XRD that validate volume shale till capillary pressure to validate the water saturation. Then the GWC is at MD 3394 ft, also the petrography data verify that there is no secondary porosity in this fields."

"Secara umum, struktur pori sekunder pada reservoir karbonat sangat kompleks dikarenakan proses diagenesis yang terjadi padanya. Kompleksitas ini mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada batuan karbonat. Hal ini membuat kesulitan dalam mengkarakterisasi reservoir karbonat. Oleh karena itu, penentuan tipe pori sekunder karbonat merupakan faktor penting yang nanti akan berhubungan dengan produksi. Tujuan dari penelitian ini tidak hanya menentukan tipe pori sekunder, tetapi juga untuk memprediksi distribusi tipe pori sekunder tersebut pada reservoir karbonat. Pada paper ini, kami menggunakan metode DEM untuk menganalisis tipe pori pada batuan karbonat. Parameter input model inklusi DEM adalah fraksi porositas dan outputnya adalah modulus bulk dan modulus shear sebagai fungsi porositas, yang akan digunakan sebagai input dalam pembuatan Vp model. Selain itu, penelitian ini juga menggunakan inversi seismik post-stack yang digunakan untuk memetakan distribusi tipe pori dari data 3D seismic secara kuantitatif. Pada penelitian ini, digunakan beberapa metode standard inversi seismik post-stack seperti Model-based, Sparse-spike, dan Band Limited. Hasil inversi seismik ini akan dipilih koefisien korelasinya yang paling baik antara impedansi-P prediksi dan yang terukur. Setelah itu, dilakukan pemodelan petrofisik yang lebih baik menggunakan metode geostatistical dikarenakan kompleksitas dari reservoir karbonat itu sendiri. Hasil dari studi ini dapat memberikan gambaran terintegrasi dari seismic inversion dan rockphysics untuk menentukan distribusi porositas sekunder pada reservoir karbonat lapangan 'FR'.

---

In general, carbonate secondary pore structure is very complex due to the significant diagenesis process. This complexity can affect seismic wave velocities that propagate through carbonate rocks. Consequently, it causes great adversity of characterization carbonate reservoir. Therefore, the determination of carbonate secondary pore types is an important factor which is related to study of production. This paper mainly deals not only to figure out the secondary pores types, but also to predict the distribution of the secondary pore types of carbonate reservoir. In this paper, we apply Differential Effective Medium DEM for analyzing pore types of carbonate rocks. The input parameter of DEM inclusion model is fraction of porosity and the output parameters are bulk moduli and shear moduli as a function of porosity, which is used as input parameter for creating Vp modelling. We also apply seismic post stack inversion technique that is used to map the pore type distribution from 3D seismic data quantitatively. For this research, we use several standard seismic post stack inversion methods such as Model Based, Sparse Spike, and Band Limited Inversions and then find which one has the best correlation coefficient between the predicted and measured P Impedance. Afterward, we create porosity cube which is better to use geostatistical method due to the complexity of carbonate reservoir. Thus, the results of this study might show that the integration of seismic inversion and rockphysics for determining secondary porosity distribution of carbonate reservoir at 'FR' field."

"Salah satu cekungan yang memproduksi minyak terbesar di Indonesia, Cekungan Sumatera Selatan memiliki reservoir terbaik yang terdapat pada Formasi Air Benakat. Kegiatan eksplorasi dan produksi pada cekungan ini sudah banyak dilakukan, namun studi lebih lanjut juga perlu dilakukan dalam mengoptimalisasi produksi hidrokarbon terutama pada lokasi penelitian yang berada di Sub-cekungan Jambi. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan kondisi struktur geologi, karakteristik reservoir, lingkungan pengendapan, persebaran reservoir dan petroleum system menggunakan pendekatan studi geologi dan geofisika dengan data sumur, mudlog, dan seismik. Berdasarkan hasil interpretasi data tersebut, daerah penelitian memiliki ketebalan zona reservoir “X” sekitar 5 hingga 150 meter di mana variasi ini dipengaruhi struktur yang didominasi oleh sesar normal dan naik berorientasi barat daya – timur laut dan barat laut – tenggara. Selain patahan, diindikasikan keberadaan antiklin yang membentuk struktur fold-thrust pada bagian tenggara sehingga dijadikan daerah prospek pada daerah penelitian. Berdasarkan analisis petrofisika, daerah penelitian memiliki daerah prospek dengan satu zona reservoir pada masing-masing sumurnya dengan nilai porositas baik (19 – 23%), saturasi air baik (10 – 45%), dan kandungan serpih baik (16 – 36%). Nilai net to gross pun bervariasi sekitar 0.14 hingga 0.67. Persebaran nilai dari hasil analisis petrofisika pada daerah prospek memiliki pola yang relatif sama yang berorientasi barat daya – timur laut. Zona reservoir “X” termasuk dalam fasies delta dengan sekuen stratigrafi bagian highstand system tract (HST) hingga bagian awal lowstand system tract (LST). Petroleum system pada daerah penelitian terdiri dari batuan induk yang berada di bagian utara dengan arah migrasi fluida hidrokarbon mengikuti keberadaan struktur dan terperangkap di bawah batu serpih yang tebal sebagai seal serta jebakan berupa antiklin. Lingkungan pengendapan berupa zona transisi dengan nilai parameter petrofisika yang baik membuat zona reservoir terbaik pada daerah prospek

---

One of the largest oil-producing basins in Indonesia, the South Sumatra Basin, has the best reservoir in Formasi Air Benakat. Exploration and production activities have been carried out, but further analysis also need to be carried out, especially in research location, Jambi Subbasin. The research aims to determine the condition of geological structure, reservoir characteristics, depositional environment, and petroleum system using geology and geophysics integration with well log, mudlog, and seismic data. Based on the interpretation results, the research area has a thickness of the reservoir zone around 5 to 150 meters where is affected by the normal fault and thrust fault which has NW – SE and NE – SW as its main geological structures. In addition to the fault, it also indicated the presence of anticline that forms a fold-thrust structure in southeastern area which turns into a prospect area. According to petrophysical analysis, the research area has a prospect area with the reservoir zone in each well and has good porosity (19 – 23%), water saturation (10 – 45%), and shale volume (16 – 36%) values. The net to gross also has various values around 0.14 to 0.67. The distribution of petrophysical values in the prospect area relatively has the same trend which is SW – NE orientation. The Reservoir “X” has deltaic facies, such as prograding delta distributaries channels and delta fronts as its depositional environment and also included in stratigraphic sequence from the highstand system tract (HST) to the early lowstand system tract (LST). The petroleum system in the research area consists of source rock located in the northern area with fluid migration pathway controlled by the presence of the geological structure and trapped under thick shale as its seal. The transition zone as its depositional environment of the research area indicates the prospect area has the best reservoir with great petrophysical values."

"Sifat kelistrikan batuan banyak digunakan dalam mengkarakterisasi batuan reservoir karena kemampuannya dalam mengidentifikasi jenis fluida dan tingkat saturasinya. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi dan menganalisis resistivitas listrik pada sampel batuan yang didapatkan dari pengukuran laboratorium dan perhitungan Digital Rock Physics, serta korelasinya terhadap saturasi air. Penelitian ini menggunakan tiga sampel untuk pengukuran resistivitas listrik yang diinjeksikan larutan brine dengan konsentrasi NaCl sebesar 6% pada tingkat saturasi 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, dan 100%. Sampel tersebut didapatkan dari Formasi Ngrayong, Jawa Timur. Didapatkan nilai porositas berkisar 39,72% - 40,11%. Sedangkan untuk nilai resistivitas berkisar 57,56 Ωm - 12240 Ωm untuk sampel A, 55,02 Ωm - 12206 Ωm untuk sampel B, dan 54,9 Ωm - 9938 Ωm untuk sampel C. Berdasarkan nilai tersebut bahwa nilai resistivitas listrik pada sampel batuan yang didapatkan dari pengukuran laboratorium dan perhitungan Digital Rock Physics saling berkorelasi sangat kuat, ditunjukkan dengan nilai koefisien korelasi diatas 0,9. Hasil menunjukkan bahwa nilai resistivitas listrik batuan dapat dipengaruhi oleh saturasi air. Nilai resistivitas listrik batuan akan semakin turun seiring dengan meningkatnya saturasi air. Nilai resistivitas listrik batuan sudah tidak dipengaruhi oleh saturasi air ketika sudah mencapai titik kritis yang mana nilai resistivitas listrik akan cenderung konstan. Selain itu, hubungan antara resistivitas listrik batuan dengan saturasi air dapat memenuhi Hukum Archie, yang mana nilai a berkisar 0,847 - 1,4404 serta nilai n berkisar 1,571 - 2,356. Melalui penelitian ini, karakterisasi sifat listrik batuan dapat juga dilakukan melalui Digital Rock Physics yang memberikan perkiraan waktu lebih efisien serta hasil identifikasi yang lebih rinci.

---

The electrical properties of rocks are widely used in characterizing reservoir rocks because of their ability to identify fluid types and saturation levels. This study aims to identify and analyze the electrical resistivity of rock samples obtained from laboratory measurements and Digital Rock Physics calculations, as well as their correlation to water saturation. This study used three samples for measuring electrical resistivity which were injected with brine solution with 6% NaCl concentration at saturation levels of 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, and 100%. The sample was obtained from the Ngrayong Formation, East Java. The porosity values obtained ranged from 39.72% - 40.11%. Meanwhile, the resistivity values ranged from 57.56 Ωm - 12240 Ωm for sample A, 55.02 Ωm - 12206 Ωm for sample B, and 54.9 Ωm - 9938 Ωm for sample C. Based on this value, the electrical resistivity values in rock samples obtained from laboratory measurements and Digital Rock Physics calculations are very strongly correlated with each other, indicated by the correlation coefficient value above 0.9. The results show that the electrical resistivity of rocks can be affected by water saturation. The value of the electrical resistivity of the rock will decrease as the water saturation increases. The value of the electrical resistivity of rocks is no longer affected by water saturation when it reaches a critical point where the electrical resistivity value will tend to be constant. In addition, the relationship between the electrical resistivity of rock and water saturation can fulfill Archie's Law, where the a value ranges from 0.847 - 1.4404 and the n value ranges from 1.571 - 2.356. Through this research, the characterization of the electrical properties of rocks can be solved through Digital Rock Physics which provides more efficient time estimates and more detailed identification results."

"Penelitian Tesis ini dilakukan pada reservoar batupasir MX dari Formasi Pematang Lapangan M Cekungan Sumatera Tengah. Tujuan penelitian ini adalah untuk menentukan metode geofisika yang tepat untuk karakterisasi reservoar batupasir yang keras (tight), membangun model properti reservoar, menghitung sumberdaya minyak yang terkandung dan menentukan usulan titik sumur pengembangan. Reservoar batupasir Formasi Pematang dikategorikan sebagai batupasir keras karena nilai porositas dan permeabilitas yang cukup rendah (permeabilitas 8 mD) sehingga Metode Inversi Acoustic Impedance (AI) kurang representatif untuk menyebarkan facies reservoar tersebut. Hal ini dikarenakan nilai AI reservoar masih tumpang-tindih dengan nilai AI litologi non-reservoar. Selain itu, secara geologi Formasi Pematang cukup kompleks dari sudut pandang stratigrafi dan struktur. Oleh karena itu, dilakukan analisa cross-plot data elastisitas batuan: data Lamda-Rho, Mu-Ro, Lamda-Mu, Gamma Ray dan Poisson Impedance (PI). Dari crossplot tersebut beberapa parameter elastik batuan dapat diterapkan untuk karakterisasi tight reservoir seperti Mu-Rho, PI dan Gamma Ray. Namun demikian penelitian ini fokus pada Metode PI sebagai metode penyebaran reservoar karena nilai PI 9500-9899 (ft/s*g/cc) berhasil digunakan sebagai pemisah (cut-off) reservoar pada hasil inversi data seismik 3D. Hasil Inversi PI dijadikan sebagai masukan dalam pembuatan model facies geologi dan trend control pembuatan model properti. Kemudian, dilakukan pemodelan properti reservoar misalnya model porositas, model NTG dan model saturasi air dengan Pendekatan Geostatistik dengan data masukan hasil analisa petrofisika sumur. Hasil penelitian menyimpulkan bahwa reservoar MX diendapkan pada lingkungan fluvial delta plain debris bagian dari lingkungan danau purba dan sumberdaya minyak yang terkandung sebanyak 26.78 MMstb. Usulan lokasi sumur pengembangan sebaiknya diletakkan di sekitar lokasi sumur M#2 yaitu di bagian BaratLaut dan Tenggara dari lokasi sumur M#2 agar sumur pengembangan tersebut berhasil menemukan minyak.

---

Thesis research was performed at MX sandstone of Pematang Formation in the M Field, Central Sumatera Basin. The objectives of the research are to find applicable geophysics method to characterize tight sandstone reservoir, build reservoir property models, calculate oil resources and determine development well locations. Pematang Formation sandstone reservoir is categorized as tight sandstone since its porosity and permeability (8 mD) value is low, hence Acoustic Impedance Inversion (AI) is not representative for sand distribution. It is caused by overlapping value of AI between tight sands and its shale lithology. Additionally, the Pematang Formation is quite complex in term of stratigraphy and structure. Therefore, it was conducted reservoir elastic properties: Lamda-Rho, Mu-Rho, Lamda-Mu, Gamma-ray and Poisson Impedance. Based on the cross-plot some those properties can be applied for the oil tight sand characterization like PI, Mu-Rho and Gamma-ray. Nevertheless, the research chose PI Method as a tool to distribute tight sand with PI cut-off 9500-9899 (ft/s*g/cc). This value was implemented into 3D seismic data for tight sand facies mapping. The result of PI was dedicated as an input for facies modeling and a trend control in creating property model. Then, reservoir properties were modeled using Geostatistic Method to create porosity, NTG and water saturation model with input from petrophysic analysis. Result of the study concludes that the MX reservoir was deposited as a fluvial delta plain debris of paleo-lacustrine and has oil resources, is about 26.78 MMstb. Development wells location proposal should consider this input and put wells nearby M#2 well location namely at NorthWest and SouthEast from M#2 well location in order to get successful drilling."