Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Informasi komprehensif mengenai reservoar dapat diperoleh melalui karakterisasi reservoar. Karakterisasi reservoar melibatkan deskripsi sifat fisik batuan dan fluida dengan menggunakan data geofisika dan petrofisika. Salah satu metode efektif untuk karakterisasi reservoar adalah inversi seismik. Inversi seismik memanfaatkan data seismik dan data sumur untuk memodelkan kondisi geologi di bawah permukaan bumi. Metode inversi seismik simultan mampu mengestimasi impedansi-P, impedansi-S, dan densitas secara bersamaan. Proses ini mengintegrasikan data seismik, wavelet, dan data sumur dalam prosesnya. Hasil dari inversi simultan dapat ditransformasi menjadi parameter lame, yaitu λ (lambda), μ (mu), dan ρ (rho). Parameter ini digunakan dalam analisis lambda-mu-rho (LMR). Analisis LMR berhubungan dengan sifat batuan, yaitu inkompresibilitas (λρ) dan rigiditas (μρ) yang mana masing-masing berfungsi sebagai parameter indikator kandungan fluida dan litologi reservoar. Penelitian ini mengidentifikasi terdapat beberapa zona persebaran hidrokarbon masing-masing pada dua formasi wilayah penelitian dengan menggunakan hasil inversi simultan dan analisis LMR. Properti fisika batuan seperti impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, dan densitas dari hasil inversi simultan, serta parameter λρ dan μρ dari hasil transformasi LMR, menunjukkan respon yang saling mendukung terhadap keberadaan hidrokarbon. Zona indikasi hidrokarbon memiliki nilai impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, densitas, λρ yang rendah dan μρ yang tinggi, sehingga sesuai dengan keberadaan pasir gas.

---

Comprehensive information about reservoirs can be obtained through reservoir characterization. Reservoir characterization involves describing the physical properties of rocks and fluids using geophysical and petrophysical data. One effective method for reservoir characterization is seismic inversion. Seismic inversion utilizes seismic data and well data to model geological conditions beneath the Earth's surface. The simultaneous seismic inversion method can estimate P-impedance, S-impedance, and density simultaneously. This process integrates seismic data, wavelets, and well data. The results of simultaneous inversion can be transformed into lame parameters, which are λ (lambda), μ (mu), and ρ (rho). These parameters are used in lambda-mu-rho (LMR) analysis. LMR analysis is related to rock properties, specifically incompressibility (λρ) and rigidity (μρ), which serve as indicators of fluid content and reservoir lithology. This study identifies several hydrocarbon distribution zones in two formations within the study area using the results of simultaneous inversion and LMR analysis. Rock physics properties such as P-impedance, S-impedance, VP, VS, and density from the simultaneous inversion, as well as λρ and μρ parameters from the LMR transformation, show consistent responses to the presence of hydrocarbons. Hydrocarbon indication zones exhibit low P-impedance, S-impedance, VP, VS, density, and λρ values, along with high μρ values, indicating the presence of gas sands."

"Membangun suatu model geologi dan mengkarakterisasi reservoir karbonat Miocene di Asia Tenggara merupakan suatu tantangan. Banyaknya sistem deposisi sedimen ditambah struktur yang kompleks dapat mempengaruhi hasil pemodelan, khususnya disebabkan oleh modifikasi porositas dan transformasi permeabilitas karbonatnya. Karakterisasi reservoir dilakukan untuk mengetahui karakter batuan reservoir, litologi, serta kandungan fluida dengan menggunakan metode inversi simultan dan LMR (Lambda-Mu-Rho). Metode inversi Simultan memiliki kelebihan yaitu dapat menghasilkan impedansi-S, sehingga sifat elastik batuan dapat diketahui. Selain itu, dengan metode LMR, dapat dihasilkan model Mu-Rho dan Lambda-Rho yang dapat menjelaskan litologi dan kandungan fluida. Objek penelitian ini adalah blok ?SS? pada Basin Sumatra Utara di provinsi Aceh, Indonesia dengan reservoir yang didominasi limestone berbentuk build-up pada formasi Peutu. Penelitian ini menggunakan data seismik gather 3D PSTM dengan kontrol 4 sumur berbeda. Data gather dibagi ke dalam tiga domain sudut berbeda (near angle, mid angle, dan far angle) untuk menganalisis pengaruh sudut datang gelombang. Analisis pra-inveri menunjukkan nilai error yang minimum, ± 3.5 % untuk model impedansi-P, dan ± 2.3 % untuk model impedansi-S. Hasil analisis terintegrasi menunjukkan bahwa daerah prospek dapat diketahui dan berada pada build-up formasi Peutu di sekitar sumur SS-09. Daerah tersebut merupakan daerah porous dengan nilai 9000-12500 m/s*g/cc pada model impedansi-P dan 4500-7200 m/s*g/cc pada model impedansi-S. Zona potensial tersebut berada pada litologi limestone dengan nilai Mu-Rho 35-53 GPa*g/cc dan terdapat kandungan gas dengan nilai Lambda-Rho 30-50 GPa*g/cc.

---

Building geological model and reservoir characterization of Lower Miocene carbonate reservoir in South East Asia region is a huge challenge. Dynamic depositional system of sediments combined with complex structures give a certain degree of complication in reservoir properties, especially due to carbonate?s porosity modification and change in permeability transform. The objective of reservoir characterization are to determine the reservoir properties, lithology, and fluid content by using simultaneous inversion and LMR (Lambda-Mu-Rho). The ability to determine rocks? elastic properties is an advantage of simultaneous inversion from its shear impedance model. Besides, LMR will provide Lambda-Rho to determine fluid content, and Mu-Rho for lithology. The object of this study is ?SS? field in North Sumatra Basin which located in Aceh Province, Indonesia. Peutu formation is the reservoir in this Basin, dominated by build-up limestone. This study use 3D PSTM seismic gather with 4 different wells as a control. Seismic gather then transformed into three different angle gathers (near angle, mid angle, and far angle) to analyze the effect of angle of incident. Inversion analysis shows the minimum error, ± 3.5 % for Zp, and ± 2.3 % for Zs. Integrated analysis indicate that potential zone is identified in Peutu build-up near SS-09 well. The area are porous with 9000-12500 m/s*g/cc in Zp model and 4500-7200 m/s*g/cc in Zs model. Lithology of the potential zone is a limestone with 35-53 GPa*g/cc in Mu-Rho and gas shown with 30-50 GPa*g/cc in Lambda-Rho."

"Metode seismik merupakan suatu metode geofisika yang hingga saat ini merupakan metode dipercaya dapat memberikan gambaran bawah permukaan dari suatu lapangan. Seismik inversi adalah salah satu dari banyak metode yang digunakan untuk karakterisasi reservoar. Dengan menggunakan inversi seismik simultan mampu mendapatkan jawaban yang lebih pasti dengan cara menganalisa impedansi P, impedansi S dan densitas. Lapangan X, pada zona dangkal merupakan zona produksi yang cukup menjanjikan. Sehingga, pengembangan pada zona ini cukup gencar. Namun, beberapa kali prediksi reservoar meleset dikarenakan lapisan coal yang melimpah. Sebelum melakukan analisa inversi seismik simultan, perlu diketahui terlebih dahulu hubungan sifat fisik batuan (Zp, Zs, VpVs, lamda-rho dan mhu-rho) dengan properti batuannya (densitas dan porositas). Studi kelayakan dilakukan dengan cara melakukan cross plot parameter fisik batuan untuk dapat mendefinisikan litologi dan fluida yang ada. Selanjutnya well-seismic tie dilakukan untuk mendapatkan korelasi dan koherensi antara data dari log sumur dengan data seismik. Interpretasi horison, struktur dan pembuatan model frekuensi rendah dilakukan untuk memahami keadaan geologi dari daerah penelitian. Pada akhirnya, inversi seismik simultan dapat dilakukan dengan tepat. Hasil dari analisa inversi seismik simultan adalah kisaran nilai Zp, Zs dan Dn untuk mengkarakterisasi reservoar. Selain itu, analisa mengenai LMR (lamda-mhurho) juga dilakukan untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Sehingga, persebaran reservoar pada daerah penelitian dapat diketahui.

---

Seismic is one of the methods in geophysics that until now still reliable for sub-surface imaging and interpretation of a field. Seismic inversion is one of the methods to characterize the reservoir. Using simultaneous seismic inversion, analyzing the P-impedance, S-impedance and density can be more convenient and certain.

X Field, especially in the shallow zone is a promising production zone. Hence, development in this zone is very incentive. Unfortunately, miss prediction sometimes happens due to coal layer that abundant. Relationship between rock physic (Zp, Zs, Vp/Vs, lamda-rho and mhu-rho) and rock property (density and porosity) must be understood prior to simultaneous seismic inversion analysis. Feasibility study was conducted by cross plotting among some parameters to define the lithology and fluids.

Well-seismic tie was conducted to have a good correlation and coherency between well-log data and seismic data. Horizon, structural interpretation and low frequency model were performed to have geological understanding of research area. The result of series steps previously then analyzed to have a good quality data. Eventually, the simultaneous seismic inversion can be performed in a proper way.

Result of the simultaneous seismic inversion analysis is a value of Zp, Zs and Dn for reservoir characterization. Moreover, LMR (lamda-mhu-rho) analysis can be performed to give more preferable result. Eventually, the distribution of gas-sand reservoir can be understood."

"Emisi CO2 yang tinggi dari sektor minyak dan gas menjadi salah satu perhatian masyarakat global maupun pemerintah Indonesia. Salah satu cara yang dapat diterapkan untuk mengurangi emisi CO2 adalah dengan penerapan Carbon Capture and Storage (CCS). Kegiatan CCS adalah penangkapan emisi CO2 yang dihasilkan oleh industri dan disimpan kembali ke bawah permukaan. Dari beberapa lokasi yang dapat digunakan untuk penyimpanan karbon, reservoir minyak dan gas yang telah lama beroperasi dapat digunakan.Lapangan “IN” yang berada di Cekungan Asri, Sumatera Tenggara telah berproduksi selama lebih dari 50 tahun dikatakan merupakan kandidat yang cocok untuk dilakukan penelitian lebih lanjut sebagai lokasi penerapan CCS. Dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan geofisika dari data seismik dan data sumur untuk mengidentifikasi litologi, porositas, dan struktur yang ada untuk mencari rekomendasi lokasi sumur injeksi dan penyimpanan karbon. Inversi simultan dilakukan untuk mengkarakterisasi litologi dengan lebih baik dengan menghasilkan tiga parameter sekaligus secara simultan, yakni impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas. Dari hasil inversi simultan ini, digunakan hasil inversi parameter Mu-Rho yang berasal dari impedansi shear dan Poisson’s Ratio yang berasal dari rasio VpVs. Hasil yang diperoleh adalah keterdapatan litologi batu pasir, batu bara, shale, dan shaleous carbonate. Hasil inversi juga digunakan kembali untuk mengestimasi persebaran porositas dengan nilai 0,025 – 0,275. Setelah itu, hasil analisis litologi, porositas, dimodelkan dalam model struktur geologi untuk mengidentifikasi keberadaan struktur. Disimpulkan bahwa lokasi rekomendasi penerapan CCS yang ideal adalah pada satu sumur produksi yang berada di bagian tengah – utara daerah penelitian.

---

High CO2 emission from oil and gas industry took global and even Indonesia’s Government attention. One of the solutions to decrease CO2 emission is by applying Carbon Capture and Storage (CCS). At CCS, the produced CO2 from industrial activity would be captured and stored to the subsurface. Among all of the ideal location to store the carbon, the depleted oil and gas reservoir could be used.

“IN” field, which located on Asri Basin, Southeast Sumatera, has been producing oil for more than 50 years. This field is quite fit to be done any research for CCS location candidate. In this research, the geophysical approach from seismic and well data is used to identify lithology, porosity, and structure to give location recommendation for carbon storage. Simultaneous inversion has been done to characterize lithology better by gives three parameters simultaneously, those are acoustic impedance, shear impedance, and density. From the inversion results, the Mu-Rho parameter from shear impedance and Poisson’s Ratio from VpVs Ratio are used. The use of these parameters is the distinguish of coal, sandstone, shale, and shaleous carbonate lithologies. The inversion results also used for porosity distribution estimation that shows value range of 0,025 – 0,275. In conclusion, the ideal location recommendation for CCS application is at one production wells located at the middle – northern area of interest."

"Lapangan "IM" merupakan salah satu lapangan eksplorasi minyak dan gas bumi yang berada di Cekungan Sumatera Utara. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini ditemukan hidrokarbon berupa gas condensate. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir dalam hal persebaran litologi dan kandungan fluidanya. Penelitian mencakup target reservoir karbonat yang berada pada Middle Miocene Malacca Limestone. Data yang digunakan dalam penelitian ini, yaitu data seismik 3D dan dua data sumur. Metode inversi simultan diterapkan untuk mengolah data agar tujuan penelitian dapat tercapai. Metode inversi simultan menghasilkan model Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan Densitas. Didapatkan hasil pada reservoir gas nilai impedansi P (Zp) sekitar 16542-18917 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 8375 (ft/s*g/cc) sedangkan pada reservoir air nilai impedansi P (Zp) sebesar 21292-23667 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 18500-20525 (ft/s*g/cc). Hasil tersebut kemudian ditransformasi menjadi parameter Lame. Parameter Lame merupakan parameter elastik yang terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho. Masing-masing parameter tersebut menjelaskan mengenai sifat inkompressibilitas fluida dan kekakuan batuan. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang memiliki arah orientasi Barat Laut-Tenggara.

---

The "IM" field is an oil and gas exploration field located in the North Sumatra Basin. It was previously identified that in this field hydrocarbons were found in the form of gas condensate. This study aims to characterize the reservoir in terms of lithological distribution and fluid content. The research includes carbonate reservoir targets located in Middle Miocene Malacca Limestone. The data used in this study are 3D seismic data and two well data. Simultaneous inversion method is applied to process data so that research objectives can be achieved. The simultaneous inversion method produces P-Impedance (Zp), S-Impedance (Zs), and Density models. The results show that in the gas reservoir the P (Zp) impedance value is around 16542-18917 (ft/s*g/cc) and the S (Zs) impedance is around 8375 (ft/s*g/cc) while in the water reservoir the P impedance value (Zp ) of 21292-23667 (ft/s*g/cc) and the impedance S (Zs) is around 18500-20525 (ft/s*g/cc). The results are then transformed into the Lame parameter. The Lame parameter is an elastic parameter consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Each of these parameters explains the fluid incompressibility and rock stiffness. The results showed that the reservoir distribution had an North West-South East orientation."

"Lapangan “X” merupakan salah satu lapangan yang memproduksikan minyak yang terletak pada Blok Selat Malaka, Cekungan Sumatra Tengah. Lapangan tersebut memiliki beberapa sumur yang telah proven yang tercakup kedalam data 3D seismik yang kemudian dilakukan eksplorasi untuk area sekitar sumur proven. Penelitian ini menggunakan 3 sumur yang telah dilakukan analisis petrofisika dan data seismik yang berupa partial angle stack yang terdiri dari near angle, mid angle dan far angle. Penelitian ini menggunakan metode inversi simultan dan klasifikasi litologi menggunakan aturan bayesian. Hasil crossplot menunjukkan bahwa impedansi akustik dan rasio Vp/Vs merupakan parameter yang paling sensitif dalam memisahkan litologi dan fluida. Hasil inversi simultan berupa impedansi akustik bernilai 12000 (ft/s*gr/cc) hingga 19000 (ft/s*gr/cc) dan persebaran nilai Vp/Vs bernilai 2.0 hingga 2.5 Area target pengembangan terletak pada barat laut dari Sumur X-1 yang memiliki nilai impedansi akustik dan Vp/Vs yang rendah. Klasifikasi litologi yang dilakukan metode zonasi langsung dan aturan bayesian. Hasil klasifikasi dua metode tersebut menunjukkan bahwa daerah yang proven termasuk kedalam klasifikasi oil sand dan area target pengembangan yang terletak di barat laut Sumur X-1 juga termasuk ke dalam klasifikasi oil sand.

---

The "X" Field is one of the oil-producing fields located in the Malacca Strait Block, Central Sumatra Basin. This field has several proven wells included in the 3D seismic data, which were then explored for areas around the proven wells. This study uses 3 wells that have undergone petrophysical analysis and seismic data in the form of partial angle stacks consisting of near angle, mid angle, and far angle. This Study uses simultaneous inversion methods and lithology classification using Bayesian rules. The crossplot results indicate that acoustic impedance and the Vp/Vs ratio are the most sensitive parameters for distinguishing lithology and fluids. The simultaneous inversion results show acoustic impedance values ranging from 12,000 (ft/s*gr/cc) to 19,000 (ft/s*gr/cc) and Vp/Vs values ranging from 2.0 to 2.5. The target development area is located northwest of well X-1, which has low acoustic impedance and Vp/Vs values. Lithology classification was conducted using direct zonation methods and Bayesian rules. The classification results from both methods indicate that the proven area is classified as oil sand, and the target development area northwest of well X-1 is also classified as oil sand."

"ABSTRAKDaerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yangterletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyakA, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksiminyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar padapenelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan areaperluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakanbahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehinggakecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitaslanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluangterdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkanperubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasiisolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis datasumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapatmengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbonpada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapatanomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebihbesar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVOyang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasilanalisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yangberarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACTThe research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in thesouthwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D whichoperates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara EnimFormation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of thestudy, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The resultsof the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structureof the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lowerarea and no further activity for development. On the other side, the presence ofhydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic trapscaused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indicationof some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis,analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluatethe indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area.Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly thathas an acoustic impedance value and relative density larger than the area around itis also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbonaccumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysisintercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturatedwith oil."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"Lapangan ‘B’ merupakan lapangan prospek hidrokarbon yang berlokasi di offshorecekungan Kutai, Kalimantan Timur. Untuk mengetahui karakterisasi reservoir lapangan‘B’, dilakukan pemodelan porositas dan saturasi air menggunakan inversi AI, multiatributseismik dan probabilistic neural network. Penelitian ini menggunakan data seismik 3DPSTM dan data sumur (AND-1, AND-2, AND-3 dan AND-4). Pada data seismik dan datasumur dilakukan inversi AI untuk mengetahui sifat litologi area penelitian. Kemudian,hasil AI ditransformasikan untuk mendapatkan model porositas. Metode multiatributseismik menggunakan beberapa atribut untuk memprediksi model porositas dan saturasiair. Setelah itu, diaplikasikan sifat non-linear dari probabilistic neural network sehinggamenghasilkan model porositas dan saturasi air hasil probabilistic neural network (PNN).Model porositas dan saturasi air transformasi AI, multiatribut seismik dan PNN divalidasidengan nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk mengetahui apakah modelporositas dan saturasi air tersebut merepresentatifkan nilai data sumur. Validasi dilakukanpada sumur AND-1 dan AND-2. Nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk AND-1 adalah 25.3 – 35.9% dan 45 – 60%, dan nilai porositas dan saturasi air AND-2 adalah11 – 35% dan 15 – 82%. Nilai porositas AND-1 hasil transformasi AI sekitar 16 – 67%,multiatribut seismik sekitar 11.5 – 27% dan PNN sekitar 11.5 – 27%. Nilai saturasi airAND-1 hasil multiatribut seismik sekitar 4 – 63% dan PNN sekitar 18 – 63%. Nilaiporositas AND-2 hasil transformasi AI sekitar 52 – 72%, multiatribut seismik sekitar 11– 21.5% dan PNN sekitar 11 – 21.5%. Nilai saturasi air AND-2 hasil multiatribut seismiksekitar 63 – 85% dan PNN sekitar 63 – 85%. Kemudian, metode multiatribut seismik danPNN didapatkan nilai korelasi antara parameter target dengan parameter prediksi. Modelporositas multiatribut seismik memiliki korelasi 0.840836 dan PNN memiliki korelasi0.936868. Model saturasi air multiatribut seismik memiliki korelasi 0.915254 dan PNNmemiliki korelasi 0.994566. Model porositas transformasi AI memiliki rentang yanglebih tinggi dibandingkan dengan data sumur. Model porositas dan saturasi air metodePNN memiliki rentang nilai yang cukup dekat dengan data sumur dan memiliki korelasiyang lebih tinggi dibandingkan dengan metode multiatribut seismik. Oleh sebab itu,model porositas dan saturasi air metode PNN merupakan model prediksi terbaik.Berdasarkan model PNN, reservoir zona target lapangan ‘B’ memiliki nilai impedansiakustik 25384 – 26133 ((ft/s)*(g/cc)), porositas sekitar 15 – 27% dan nilai saturasi airsekitar 11 – 63%.

---

The 'B' field is a hydrocarbon prospect field located in the offshore Kutai Basin, East

Kalimantan. To determine the characterization of the ‘B’ field reservoir, porosity and

water saturation modeling was carried out using AI inversion, seismic multiattribute and

probabilistic neural network. This study uses 3D PSTM seismic data and wells data

(AND-1, AND-2, AND-3 and AND-4). In seismic data and wells data, AI inversion was

carried out to determine the lithological characteristics of the research area. Then, the AI

results were transformed to obtain a porosity model. The seismic multiattribute method

uses several attributes to predict the porosity and water saturation model. After that, the

non-linear properties of the probabilistic neural network were applied to produce the

porosity and water saturation model of the probabilistic neural network (PNN). The

porosity and water saturation model of AI transformation, seismic multiattribute and PNN

were validated with the porosity and water saturation values of the wells data to determine

whether the porosity and water saturation models represent the wells data values.

Validation was carried out on AND-1 and AND-2 wells. The porosity and water

saturation value of the well data for AND-1 around 25.3 - 35.9% and 45 - 60%, and the

porosity and water saturation value of AND-2 around 11 - 35% and 15 - 82%. The

porosity value of AND-1 as a result of AI transformation is around 16 - 67%, the seismic

multiattribute about 11.5 - 27% and the PNN about 11.5 - 27%. The water saturation value

of AND-1 resulted from seismic multiattribute around 4 - 63% and PNN around 18 - 63%.

The porosity value of AND-2 transformed by AI around 52 - 72%, the seismic

multiattribute around 11 - 21.5% and the PNN around 11 - 21.5%. The water saturation

value of AND-2 result from the seismic multiattribute around 63 - 85% and PNN around

63 - 85%. Then, the multiattribute seismic and PNN methods obtained the correlation

value between the target parameter and the predicted parameter. The seismic

multiattribute porosity model has a correlation of 0.840836 and PNN has a correlation of

0.936868. The multiattribute seismic water saturation model has a correlation of 0.915254

and PNN has a correlation of 0.994566. The AI transformation porosity model has a

higher range than the wells data. The PNN method of porosity and water saturation model

has a fairly close range of values to wells data and has a higher correlation than the

multiattribute seismic method. Therefore, the porosity and water saturation model of the

PNN method is the best prediction model. Based on the PNN model, the field target zone

reservoir 'B' has an acoustic impedance value about 25384 – 26133 ((ft/s) * (g/cc)), a

porosity of 15 - 27% and a water saturation of 11 - 63%."

"Analisis AVO dan inversi simultan merupakan metode yang berperan penting dalam mengidentifikasi litologi dan fluida reservoir. Pada penelitian ini, analisis AVO dan inversi simultan dilakukan pada lapangan F, cekungan Sumatera Selatan. Analisis anomali AVO diterapkan untuk mengidentifikasi bright-spot sebagai indikasi adanya reservoir batu pasir yang mengandung gas. Dengan menggunakan angle plot pada data prekondisi, crossplot atribut intercept dan gradient, ditemukan anomali AVO yang disesuaikan dengan klasifikasi AVO Rutherford dan William. Dari hasil analisis ini, ditemukan anomali AVO kelas I pada kedalaman zona target, yaitu time 1222 - 1250 ms, inline 2103 dan crossline 10382. Analisis AVO dilakukan pada atribut AVO, yaitu intercept yang bernilai positif, gradient yang bernilai negatif, product yang bernilai negatif, dan scaled Poisson’s ratio changed yang bernilai rendah. Dari inversi simultan didapatkan atribut angle stack, impedansi akustik, impedansi elastis dan densitas, yang menunjukkan respon amplitudo yang berbeda pada setiap atribut di lapisan. Analisis inversi simultan dilakukan pada partial angle stack, yaitu near angle stack (0° - 12°), mid angle stack 10° - 22°), dan far angle stack (15° - 25°). Inversi simultan dilakukan untuk identifikasi reservoar batupasir menggunakan parameter impedansi S dengan range nilai (14649 -20413 (ft/s)*(gr/cc)) dan densitas dengan range nilai (2,13 - 2,32 (gr/cc)). Sedangkan parameter impedansi P dengan range nilai (24584 - 30187 (ft/s)*(gr/cc)) dan VpVs ratio dengan range nilai (1,3 - 1,63 unitless) digunakan untuk identifikasi fluida reservoar. Nilai VpVs_ratio yang rendah menunjukkan adanya gas.

---

AVO analysis and simultaneous inversion is the important method to identify lithology and reservoir fluid. In this research, AVO analysis and simultaneous inversion were applied to the field F, South Sumatera Basin. Anomaly of AVO analysis applied to identify bright-spot as an indication of a reservoir sandstone containing gas. Using a plot angle on pre-conditioning data, crossplot attribute between intercept and gradient, AVO analysis based on the classification AVO of Rutherford and William. This analysis showed AVO class I anomaly in the depth of target zone, time 1222 - 1250 ms, inline 2103 and crossline 10382.

AVO analysis was carried out on AVO attributes, positive intercept, negative gradient, negative product, and low scaled Poisson’s ratio changed. Simultaneous Inversion obtained angle stack attributes, acoustic impedance, elastic impedance and the density, which show response amplitude different on every attribute in layers.

Simultaneous inversion analysis was performed on partial angle stack start from near angle stack (0° - 12°), mid angle stack (10° - 22°), and far angle stack (15° - 25°). Simultaneous inversion analysis was applied to identify sandstone reservoir by using S impedance parameter with range (14649 -20413 (ft/s)*(gr/cc)) and density with range (2,13 - 2,32 (gr/cc)). Furthermore, P impedance parameter with range (24584 - 30187 (ft/s)*(gr/cc)) and VpVs ratio with range (1,3 - 1,63 unitless) were used to identify reservoir fluid. The low value of VpVs_ratio shows containing gas."