Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"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."

"Formasi Duri merupakan salah satu formasi yang berperan sebagai reservoir di Cekungan Sumatra Tengah dan merupakan salah satu formasi penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Daerah penelitian berada di Reservoir Mod, Lapangan Dai, Formasi Duri, Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini dilakukan dengan melakukan 2 analisis, yaitu analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Analisis kualitatif dilakukan dengan menganalisis litologi penyusun pada Formasi Duri, dan menentukan fasies serta lingkungan pengendapan pada Formasi Duri. Sedangkan analisis kuantitatif dilakukan dengan analisis petrofisika yang bertujuan untuk untuk mendapatkan potensi reservoir utama dengan menghitung nilai parameter – parameter petrofisika, mengetahui nilai cut off dari parameter petrofisika tersebut sehingga didapatkan zona yang berprospek menghasilkan hidrokarbon. Berdasarkan analisis kualitatif, diketahui litologi formasi duri tersusun dari batu pasir, batu pasir lanauan, dan batu lempung, dengan fasies pada daerah penelitian adalah Fasies Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, dan Sandflat dengan lingkungan pengendapan Tide dominated Estuary. Sedangkan analisis petrofisika diketahui zona efektif yang mengandung hidrokarbon yaitu zona dengan nilai volume shale yang berkisar antara 14.7% - 53.6% V/V, porositas efektif berkisar antara 20.9% - 29.6% V/V, saturasi air berkisar antara 40.1% - 68.8% V/V, Permeabilitas berkisar antara 79.6044 - 30695.541 MD, dan memiliki tebal lapisan net pay 21.5 - 230 feet.

---

Duri Formation is a formation that acts as a reservoir in the Central Sumatra Basin and is one of the largest oil and gas producing formations in Indonesia. The research area is in the Mod Reservoir, Dai Field, Duri Formation, Central Sumatra Basin. This research was conducted by conducting 2 analyses, namely qualitative analysis and quantitative analysis. Qualitative analysis was carried out by analyzing the constituent lithology of the Duri Formation, and determining the facies and depositional environment of the Duri Formation. Meanwhile, quantitative analysis is carried out by means of petrophysical analysis which aims to obtain the main reservoir potential by calculating the value of petrophysical parameters, knowing the cut-off value of these petrophysical parameters so that a zone with prospects for carbon production is obtained. Based on qualitative analysis, it is known that the lithological formations of thorns are composed of sandstone, silt sandstone, and claystone, with the facies in the study area being the Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, and Sandflat facies with the depositional environment of Tide Dominated Estuary. While the petrophysic analysis shows that the effective zone containing carbon is the zone with shale volume values ??ranging from 14.7% - 53.6% V/V, effective porosity ranging from 20.9% - 29.6% V/V, air saturation ranging from 40.1% - 68.8% V /V, Permeability ranges from 79.6044 - 30695.541 MD, and has a thick layer of net pay 21.5 - 230 feet."

"

Daerah penelitian merupakan suatu struktur penghasil hidrokarbon konvensional yang terletak di bagian tenggara Cekungan Sumatra Selatan dan di bagian baratlaut tinggian lampung. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi  potensi  shale hidrokarbon  pada daerah tersebut. Evaluasi shale hidrokarbon dilakukan pada tiga sumur, sumur X-1, X-2 dan X-3 dengan target pada formasi Talang Akar Atas. Evaluasi berdasarkan analisis geokimia, petrofisika, dan interpretasi seismik. Analisis geokimia menghasilkan bahwa shale formasi target memiliki material organik yang cukup berpotensi dan juga matang. Hidrokarbon yang dihasilkan berupa minyak. Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan model TOC dan brittleness index. Pemodelan TOC dilakukan dengan 4 metode yaitu Schmoker, Passey, Multi Regresi Linier, dan Neural Network. Dari keempat metode tersebut,Neural Network yang menghasilkan data paling baik. Korelasi yang didapat pada sumur X-1 adalah 0.96 dan 0.84 untuk sumur X-3. Berdasarkan nilai brittleness index, Sumur X-1 memiliki shale yang bersifat less ductile – less brittle sementara sumur X-2 dan X-3 memiliki shale yang bersifat less brittle. Sumur X-1 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 2054 – 2081 m dengan ketebalan 27 m dengan rentang nilai brittleness 0.3 – 0.34 dan rentang TOC 2.0 – 4.4 wt% serta impedansi akustik 7200-9900 gr/cc*m/s. Sumur X-3 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 1461-1487 dengan ketebalan 26 m dengan rentang TOC 1.8 – 3.94 wt% dan brittleness index berkisar 0.35-0.44, dan impedansi akustik 9197 - 10964 gr/cc*m/s. Shale yang berpotensi menjadi shale hidrokarbon tersebar pada daerah sekitar sumur X-2 dengan nilai brittleness sekitar 0.38-0.4 yang termasuk sifat less brittle dan TOC dengan nilai sekitar 3 wt%.

---

The research area is a structure that produce conventional hydrocarbon located in the southeastern part of the South Sumatra Basin and in the northwest part of the Lampung highlands. This study aims to evaluate the shale hydrocarbon potential in the area. Evaluation of shale hydrocarbons was carried out on three wells, X-1, X-2 and X-3 wells with target in the Upper Talang Akar formation. Evaluation based on geochemical analysis, petrophysics, and seismic interpretation. Geochemical analysis produces that the target shale formation has quite potential and mature organic material. The hydrocarbons produced are oil. Petrophysical analysis is performed to obtain the TOC model and brittleness index. TOC modeling is done with 4 methods, namely Schmoker, Passey, Multi Linear Regression, and Neural Network. Based on  the four methods, the Neural Network produces the best data. The correlation obtained in X-1 wells is 0.96 and 0.84 for X-3 wells. Based on the brittleness index value, X-1 wel has a shale that is less ductile - less brittle while X-2 and X-3 wells have less brittle shale. The X-1 well has a hydrocarbon shale potential at a depth of 2054 - 2081 m with a thickness of 27 m with a range of 0.3 - 0.34 brittleness and TOC 2.0 - 4.4 wt% and acoustic impedance 7200-9900 gr / cc * m / s. The X-3 well has shale hydrocarbon potential at a depth of 1461-1487 with a thickness of 26 m with a range of TOC 1.8 - 3.94 wt% and brittleness index ranging from 0.35-0.44, and acoustic impedance 9197 - 10964 gr / cc * m / s. The distribution of shale which has the potential to become shale hydrocarbons is around the X-2 well with the value of brittleness is around 0.38-0.4 (less brittle) and the value of TOC is around  3 wt%.  

"

"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."

"Lapangan K merupakan salah satu lapangan minyak bumi dengan reservoar berupa batupasir Formasi Tanjung yang berada di Cekungan Barito. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan gambaran bawah permukaan secara detil dengan metode pemodelan geologi yang meliputi pemodelan struktur, fasies, dan petrofisika serta diintegrasikan dengan hasil inversi EEI. Data penelitian terdiri dari data log tali kawat berjumlah empat belas sumur dan data seismik 3D. Data sumur ini dilakukan korelasi marker geologi, analisis elektrofasies, serta analisis petrofisika sedangkan pada data seismik dilakukan interpretasi horizon, patahan, serta seismik inversi. Objektif pemodelan dilakukan pada tiga lapisan batupasir produktif, yaitu lapisan D, E, dan M serta khususnya pada pemodelan fasies serta petrofisika dilakukan co-kriging terhadap analisis seismik inversi yang telah dilakukan.Fasies yang berkembang pada lapangan K yaitu terdiri dari: Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, dan Distributary Channel Sand. Distribusi porositas pada lapisan E dan M menunjukkan area dengan besaran porositas yang tergolong baik 0.2-0.25 pada area timur laut dan selatan yang belum dikembangkan. Saturasi menunjukkan area selatan di setiap lapisan telah memiliki nilai kejenuhan air yang tinggi sehingga area pengembangan lebih detail di bagian utara ke timur laut.

---

Field is one of the oilfield in Barito basin with sandstone reservoir from Tanjung Formation. This evaluation aims to map the subsurface in detail with geological modeling methods that include modeling of the structure, facies and petrophysical. The research data consists of fourteen well log data and 3D seismic data. The well data will be evaluated to make multi correlation of geological marker, geological analysis was performed to identify oil and gas bearing reservoir, elektrofacies analysis and petrophysical analysis. The seismic data will be interpreted to horizons, faults, and seismic inversion. The objective reservoir will be performed on three productive sandstone layer D, E, and M, and in particular on the facies and petrophysical modeling will be co kriging with seismic inversion analysis has been done. Facies that develop on the K field consist of Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, and Distributary Channel Sand. The results of this evaluation are expected to help identify the presence of hydrocarbons as well as determining the future development plan. Porosity distribution of layer E and M shows the medium to good value 0.2 0.25 in northeast and southern area that undevelop area. Water saturation model in southern area from those three layers has high saturation, the development plan is more detail in the northern to the northeast of the research area."

"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."

"Lapangan Teapot Dome terletak di negara bagian Wyoming, USA. Wilayah ini didominasi oleh perselingan antara formasi batupasir dengan lempung, dengan reservoar batupasir berisi proven crude oil. Penelitian ini difokuskan pada analisis petrofisika menggunakan data log di lapangan Teapot Dome tersebut. Analisis petrofisika dilakukan untuk mencari parameter petrofisika seperti porositas, saturasi air, dan kandungan lempung. Ketiga parameter tadi digunakan untuk evaluasi formasi yang bertujuan untuk menentukan zona potensi hidrokarbon. Evaluasi formasi dilakukan pada 8 buah sumur. Interpretasi dilakukan secara kualitatif dan kuantitatif. Pada interpretasi kualitatif dilakukan zonasi reservoir untuk mengetahui ketebalan dan batas lapisan. Zonasi yang dibuat sebanyak 42 zona yang tersebar di semua sumur. Sedangkan untuk interpretasi kuantitatif dilakukan penentuan porositas, saturasi air, dan kandungan lempung. Model porositas yang digunakan adalah model porositas neutron-densitas. Sedangkan untuk menghitung saturasi air menggunakan model dua air. Hasil dari analisis parameter-parameter tersebut akan menghasilkan nilai penggal (cut-off). Dari hasil perhitungan didapatkan nilai penggal porositas sebesar 10 %, saturasi air sebesar 60%, dan nilai penggal kandungan lempung sebesar 11 %. Nilai penggal ini kemudian digunakan untuk menentukan zona potensial reservoir hidrokarbon. Parameter petrofisika tadi kemudian dideskripsikan dalam bentuk lumping. Dari hasil lumping dapat disumpulkan bahwa sebagian besar sumur merupakan zona potensial hidrokarbon kecuali sumur B-5. Hal ini karena sumur B-5 memiliki nilai saturasi air yang melebihi nilai penggalnya.

---

Teapot Dome field is located in Wyoming,USA. In this area are dominated by shaly sand formation with sandstone reservoir are proven crude oil. This study is concerned with the petrophysical analysis by means of well log data of the Teapot Dome field. This method is used to determine the petrophysical parameter such as porosity, water saturation, and clay content. That parameters is used for formation evaluation to determine hydrocarbon potential zone. Formation Evaluation has analysis at 8 wells on Teapot Dome field. In this study used 4 log data; gamma ray log, resistivity log, neutron log, and density log. The interpreted in qualitative and quantitative method. The qualitative interpreted has to determine reservoir zone. There are 42 zone is using for interpreted this well log data. And for the quantitative interpreted has to determine the petrophysical parameters which include porosity, water saturation, and clay content.

Neutron-density porosity model is used for estimated the porosity. And Dual water model is used for estimated the water saturation. That parameters are used to determined cut-off value. The calculated with the cut-off value for the porosity is 10 %, for the water saturation is 60 %, and for the clay content is 11 %. The cut-off value will used for determined potential zone. That petrophysical parameter is describe by Lumping. Based on Lumping the conlude that all of the well is potential zone except in B-5 well. Because in B-5 has the water saturation which larger than his cut-off value."

"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."

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

---

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