Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penelitian ini merupakan penelitian tentang analisis Direct Hydrocarbon Indicators pada formasi Baturaja, yang berlokasi di Ciwaru, Kuningan, Jawa Barat. Fokus pada penelitian ini terletak pada lapangan “PB” yang dimiliki oleh PT Pertamina Hulu Rokan. Lapangan ini memiliki potensi hidrokarbon yang sangat tinggi, namun lokasi pengeboran yang ada masih terbatas, sehingga diperlukan analisis lebih lanjut terhadap data seismik dan data well log yang ada. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi zona reservoir hidrokarbon menggunakan analisis struktur, dan analisis Direct Hydrocarbon Indicators yang didukung dengan analisis atribut RMS amplitude. Penelitian ini menghasilkan sebuah model petroleum system dari hasil analisis trap, direct hydrocarbon indicators, well log, serta studi literatur geologi regional dengan zona reservoir hidrokarbon bertipe leak dengan ciri khas gas chimney dan kandungan hidrokarbonnya merupakan fluida gas. zona trap hidrokarbon yang teranalisis melalui analisis struktur, bertipe antiklin dengan ketebalan 465 m. zona reservoir hidrokarbon berada pada batuan limestone, dengan hidrokarbon yang berada pada reservoir ini merupakan fluida gas dengan ketebalan 10 m.

---

This study is a research on the analysis of Direct Hydrocarbon Indicators in the Baturaja formation, located in Ciwaru, Kuningan, West Java. The primary focus is on the "PB" field owned by PT. Pertamina Hulu Rokan, which holds significant hydrocarbon potential. However, drilling locations are limited, prompting the need for further analysis of seismic and well log data. The research aims to identify hydrocarbon reservoir zones through structural analysis and direct hydrocarbon indicators, supported by RMS amplitude attribute analysis. This research produces a petroleum system model derived from trap analysis, direct hydrocarbon indicators, well logs, and a literature review of regional geological studies. with the hydrocarbon reservoir zone identified as a leak-type reservoir characterized by gas chimney features and its hydrocarbon content being gas fluid. The type of the reservoir zone is anticline with thickness of 465 m. the reservoir stone in this field are limestones. In this reservoir zone the hydrocarbon content is field with gas fluids with thickness of 10 m."

"Lapangan A merupakan lapangan offshore yang berada di Laut mid-Norway dan telah memproduksi minyak dan gas bumi cukup lama. Tiga buah sumur digunakan pada penelitian ini dengan kelengkapan data Gamma Ray, NPHI, RHOB, dan log Sonik. Untuk mengidentifikasi reservoir hidrokarbon digunakan metode seismik inversi untuk menghasilkan nilai impedansi akustik dan metode well log berupa gamma ray dan porositas guna menggambarkan penyebaran batu pasir pada reservoir hidrokarbon. Dalam proses inversi dibuat dua buah horison yaitu top dan bottom dengan kontrol tiga buah sumur.

---

Field A is an offshore field, located in the mid-Norway Sea and has been producing oil and gas for a while. Three wells were used in this study that have Gamma Ray, NPHI, RHOB, and sonic logs. Seismic inversion method is used to identify the hydrocarbon reservoir then to deliver an acoustic impedance. Well log analysis such as gamma ray, porosity, and density are used to illustrate lithology of hydrocarbon reservoir. Inversion method created two horizons ,the top and bottom, with three wells controls."

"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."

"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."

"Formasi Talang Akar yang saat ini merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon yaitu sebanyak 75% akumulasi hidrokarbon dari Cekungan Sumatra Selatan dihasilkan oleh Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan serta menemukan zona reservoir baru yang dapat dijadikan zona potensi akumulasi hidrokarbon, maka penelitian ini dilakukan yaitu dengan menentukan atau mengidentifikasi zona potensi reservoir hidrokarbon pada Formasi Talang Akar. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa data yaitu data log, Routine Core Analysis (RCA), data XRD, data mudlog, dan data biostratigrafi dengan pengolahan data yang dilakukan yaitu secara kualitatif dan secara kuantitatif. Berdasarkan pengolahan data secara kualitatif dapat diamati litologi dari seluruh sumur yaitu berupa batupasir dengan selingan serpih dan terdapat beberapa endapan tipis batubara. Penentuan litologi ini dapat dilihat dari pembacaan log dan dengan validasi data mudlog. Berdasarkan analisis kuantitatif atau petrofisika, hasil perhitungan parameter petrofisika pada sumur penelitian didapatkan rata-rata pada zona hidrokarbon dengan Volume Shale (Vshale): 0,195 s.d. 0,298 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 19% s.d. 34%, Saturasi Air (Sw): 0,371 s.d. 0,616 V/V. Nilai cut off yang digunakan untuk menentukan ketebalan zona hidrokarbon (net pay) yaitu Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, dan Sw ≤ 0.7 V/V. Ketebalan zona hidrokarbon dari masing-masing sumur yaitu X1: 18,5 ft, X2: 13 ft, X3: 4,7 ft, X4: 63 ft, dan X5: 1,7 ft.

---

The Talang Akar Formation is currently the main hydrocarbon-producing reservoir, 75% of the hydrocarbon accumulation of the South Sumatra Basin is produced by the Talang Akar Formation. To maximize and find new reservoir zones that can be used as potential hydrocarbon accumulation zones, this research was conducted by determining or identifying potential hydrocarbon reservoir zones in the Talang Akar Formation. This research was conducted using several data, namely log data, Routine Core Analysis (RCA), XRD data, mudlog data, and biostratigraphic data with data processing carried out qualitatively and quantitatively. Based on qualitative data processing, it can be observed that the lithology of all wells is sandstone with shale interludes and there are several thin deposits of coal. This lithology determination can be seen from log readings and by validating mudlog data. Based on quantitative or petrophysical analysis, the results of the calculation of petrophysical parameters in the research wells obtained an average in the hydrocarbon zone with Volume Shale (Vshale): 0.195 to 0.298 V/V, Effective Porosity (PHIE): 19% to 34%, Water Saturation (Sw): 0.371 to 0.616 V/V. The cut off values used to determine the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) are Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, and Sw ≤ 0.7 V/V. The hydrocarbon zone thickness of each well is X1: 18.5 ft, X2: 13 ft, X3: 4.7 ft, X4: 63 ft, and X5: 1.7 ft."

"ABSTRAKPemodelan Inversi 3D struktur bawah permukaan berdasarkan data anomali gaya berat dan dan 2D anomali magnetik dilakukan untuk mengidentifikasi keberadaan potensi hidrokarbon di daerah ldquo;X rdquo;, dimana pada daerah penelitian terdapat struktur up dome yang mengindikasikan beberapa kemungkinan, diantaranya intrusi batuan, carbonate bulid up dan juga mud diapir. Model inversi 3D data anomali gaya berat dan magnetik telah dikoreksi dengan 2 dua penampang seismik yang ada pada daerah penelitian. Model inversi 3D dilakuan pada data anomali residual pada model gaya berat dan 2D pada anomali magnetik. Hasil pemodelan inversi 3D data anomali gaya berat menunjukan bahwa puncak up dome berada pada kedalaman sekitar 800 meter dari permukaan daerah penelitian, hasil ini sesuai dengan analisis spektrum dan kedalaman pada penampang seismik, adapun nilai densitas dari tubuh up dome tersebut bernilai sekitar 2,78 g/cm3. Sedangkan pada anomali magnetik yang telah dilakukan, struktur tersebut mengindikasikan merupakan batuan intrusi dengan anomali suceptibilitas sekitar 7.4 SI, yang menunjukan batuan beku.

---

ABSTRACT 3D inversion modeling of subsurface based on gravity anomaly data and 2D magnetik anomaly data used for identifcation hydrocarbon potential in ldquo x rdquo . Where in the study area there are up dome structures that indicate some possibilities, including igneous rock intrusion, carbonate bulid up and also mud diapir. 3D inversion modeling of gravity and magnetic anomaly data correlated to two sesimic section which avilable in study location. 3D inversion model is performed on the residual anomaly data on the gravity model and 2D in the magnetic anomaly. The result of 3D inversion modeling of gravity anomaly data shows that the peak up dome is at a depth of about 800 meters from the surface of the research area, this result corresponds to spectrum analysis and depth on the seismic cross section, while the density value of the up dome body is approximately 2.78 g cm3. While on the magnetic anomaly that has been done, structure of the dome indicates an intrusion structure with suceptibility anomaly approximately 7.4 SI, show the structure of igneous rock."

"Cekungan Akimeugah merupakan salah satu cekungan prospek hidrokarbon di Indonesia timur, yang terletak di Provinsi Papua. Terdapat beberapa formasi yang berfungsi sebagai batuan waduk (reservoir rock) pada cekungan ini, salah satunya yaitu batupasir pada Formasi Ekmai. Penampang seismik yang biasa diamati merupakan komposit dari rentang frekuensi tertentu. Penampang dengan kandungan frekuensi berbeda akan menunjukkan kenampakan geologi yang berbeda pula. Hal ini disebabkan sifat geologi seperti ketebalan atau kandungan fluida hanya akan lebih jelas bila diamati pada rentang frekuensi yang sesuai. Pada penelitian ini, dilakukan pemanfaatan atribut dekomposisi spektral untuk mengidentifikasi keberadaan reservoir batupasir pada data seismik 3D Lapangan A. Selain data seismik, digunakan juga data sumur, serta data marker geologi untuk validasi letak formasi. Perangkat lunak yang digunakan adalah HRS, Petrel, dan OpendTect. Zona target pada penelitian ini berada pada Formasi Ekmai. Dari pengolahan data seismic-well tie didapat nilai korelasi 0,62 pada sumur Well 2. Wavelet yang digunakan adalah statistical wavelet jenis Ricker. Kemudian, dilakukan interpretasi lapisan melalui picking horizon pada lapisan Ekmai. Penerapan atribut dekomposisi spektral dilakukan dengan metode Continuous Wavelet Transform (CWT). Frekuensi yang digunakan adalah 11 Hz, 37 Hz, dan 59 Hz, pemilihan frekuensi didasarkan pada bentukan spektrum dari data seismik yang digunakan. Dari proses penelitian yang dilakukan, didapati kesimpulan bahwa kandungan batupasir yang terlihat dengan jelas pada Formasi Ekmai memiliki frekuensi 11 Hz dengan wavelet Mexican Hat.The Akimeugah Basin is one of the hydrocarbon prospect basins in eastern Indonesia, located in Papua Province. There are several formations that function as reservoir rock in this basin, one of them is sandstone in the Ekmai Formation. Seismic section commonly observed is a composite of a certain frequency range. Cross sections with different frequency contents will show different geological features. This is due to geological characteristics such as thickness or fluid content will only be more obvious if observed in the appropriate frequency range. In this study, the utilization of spectral decomposition attributes was carried out to identify the presence of sandstone reservoirs in 3D Field A seismic data. In addition to seismic data, well data was used, as well as geological marker data for validation of the formation location. The software used is HRS, Petrel, and OpendTect. The target zone in this study is in the Ekmai Formation. From the seismic-well tie data processing a correlation value of 0.62 was obtained in Well 2. Wavelet used were Ricker statistical wavelet. Then, the interpretation of layers is done through picking horizons at the Ekmai layer. The application of spectral decomposition attributes is done by the Continuous Wavelet Transform (CWT) method. The frequencies used are 11 Hz, 37 Hz, and 59 Hz, the frequency selection is based on the spectrum formation of the seismic data used. From the research process, it was concluded that the sandstone content which is clearly seen in the Ekmai Formation has a frequency of 11 Hz with Mexican Hat wavelet."

"ABSTRAKMetode gravitasi merupakan metode geofisika yang didasarkan pada pengukuran variasi medan gravitasi karena adanya perbedaan rapat massa antar batuan. Oleh sebab itu, metode gravitasi sering digunakan dalam eksplorasi bawah permukaan, salah satunya eksplorasi hidrokarbon. Dalam proses awal, penentuan kedalaman basement dirasa penting supaya dapat dilanjutkan untuk melakukan reka ulang dalam menentukan zona reservoir hidrokarbon. Setelah penentuan basement selesai, dilanjutkan dengan melakukan permodelan inversi 3D supaya didapatkan gambaran detail mengenai struktur bawah permukaan yang mendekati bentuk sebenarnya. Berdasarkan hasil analisis data didapatkan kedalaman basement rata-rata sekitar 5.5 km dengan struktur pembentuknya adalah patahan naik dan arah strukturnya dari Timur Laut ke Barat Daya. Hasil model inversi 3D didapatkan basement yang terdeteksi merupakan batuan beku Andesite dengan nilai densitasnya sekitar 2.5 gr/cm3. Kemudian untuk zona reservoir hidrokarbon diperkirakan terletak di daerah central basin sampai bagian Selatan pulau Timor, dengan komposisi batuan reservoirnya adalah batuan sedimen pasir dengan nilai densitas sekitar 2.2 gr/cm3.

---

ABSTRACTThe method of gravity is a geophysical method which is based on the measurement of variation of the variative gravitational field due to the difference in mass density between rocks. Therefore, gravity methods are often used in subsurface exploration, one of which is hydrocarbon exploration. In the initial process, the determination of the basement depth is important in order to re establish the process in determining the hydrocarbon reservoir zone. After the basement determination is completed, the next step is to proceed with 3D inversion modeling in order to get a detailed picture of the subsurface structure that approximates the actual shape. Based on the data analysis, the average basement depth is about 5.5 km with its forming structure is the rising fracture and the direction of its structure from Northeast to Southwest. The result of 3D inversion model was found the detected basement is Andesite igneous rock with density value about 2.5 gr cm3. Then for the hydrocarbon reservoir zone is estimated to be located in the central basin area to the Southern part of the island of Timor, with the composition of the reservoir rock is sand sedimentary rock with a density value of about 2.2 gr cm3."

"Lapangan 'K'; yang berlokasi di Cekungan Kutai memiliki potensi besar dalam hal kandungan hidrokarbon di bawah permukaan. Reservoir hidrokarbon pada Lapangan 'K'; ini memiliki ketebalan yang cenderung tipis sehingga sulit dilihat menggunakan seismik. Salah satu metode untuk menyelesaikan kasus tersebut yaitu dekomposisi spektral. Dekomposisi spektral merupakan suatu metode dalam interpretasi data seismik dengan mengubah trace seismik ke dalam time-frequency domain. Pada penelitian ini, metode dekomposisi spektral yang dipakai adalah continuous wavelet transform CWT . Metode CWT bekerja dengan cara mengkonvolusikan wavelet dengan trace seismik. Bentuk wavelet digunakan adalah Morlet Wavelet yang didalamnya mengandung satu frekuensi dominan. Dekomposisi spektral pada penelitian ini mampu untuk mengidentifikasi dugaan reservoir hidrokarbon dari tiga zone of interest yang berbeda. Reservoir hidrokarbon pada zone of interest K teridentifikasi pada frekuensi 33 Hz, zone of interest L teridentifikasi pada frekuensi 30 Hz, dan pada zone of interest M teridentifikasi pada frekuensi 18Hz. Masing-masing zona tersebut memiliki tuning frequency yang berbeda. Persebaran sistem channel terlihat dengan arah distributary channel ke Timur Laut dan tipe pengendapan berupa mouth bar untuk zone of interest K, zone of interest L, dan zone of interest M di Lapangan 'K'.

---

The 39 K 39 field located in the Kutai Basin has great potential in terms of the hydrocarbon content below the surface. The hydrocarbon reservoir in 39 K 39 field has a thickness that tends to be thin so it is difficult to see using seismic. One method to solve the case is spectral decomposition. Spectral decomposition is a method of interpreting seismic data by converting seismic trace into time frequency domains. In this research, the spectral decomposition method used is continuous wavelet transform CWT . The CWT method works by convolving wavelets with seismic trace. The wavelet form used is Morlet Wavelet which contains one dominant frequency. Spectral decomposition in this study was able to identify suspected hydrocarbon reservoirs from three different zones of interest. The hydrocarbon reservoir at the zone of interest K is identified at 33 Hz, the zone of interest L is identified at a frequency of 30 Hz, and in the zone of interest M is identified at a frequency of 18 Hz. Each zone has a different tuning frequency. Distribution of the channel system is seen with the direction of the distributary channel to the Northeast and the type of deposition in the form of a mouth bar for the zone of interest K, the zone of interest L, and the zone of interest M in the Field 39 K 39 ."

"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."