Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan yang memiliki petroleum sistem yang prolific. Penerapan teknologi seismik mutlak diperlukan dalam eksplorasi dan juga pengembangan lapangan hydrocarbon. Tuntutan untuk mengikuti perkembangan kebutuhan industri migas menjadi motivasi dalam mengembangkan teknik penerapan dan aplikasi pengolahan data seismik. Metode Pseudo 3D seismik merupakan suatu teknik inovasi dalam pengolahan data yang memodifikasi seismic profile dari seismik 2D dan juga data sumur. Penelitian ini bertujuan untuk memodifikasi seismic profile 2D dan juga data sumur dalam Pseudo 3D data seismik. Dari data seismic profile 2D dan juga data sumur diperlukan input berupa time structure map untuk membuat kerangka model dan juga geometri dari Pseudo 3D seismik tersebut. Hasil dari Pseudo 3D seismik ini nantinya akan diaplikasikan ke dalam beberapa atribut seismik seperti relative accoustic impedance dan root mean square, dalam upaya mendapatkan karakterisasi reservoir pada area penelitian. Hasil akhir pada Pseudo 3D seismik yang telah didapatkan dari kedua data, kemudian dibandingkan dengan seismik aslinya. Didapatkan perbandingan hasil yang menunjukkan bahwa hasil Pseudo 3D seismik lebih bagus dibandingkan dengan seismik aslinya karena dapat terlihat bahwa spektrum frekuensi yang dimiliki oleh seismik asli dengan Pseudo 3D nya sudah sama serta sudah terletak pada satu garis yang sama dan ternyata menghasilkan trend pada kedua penampang seismiknya sama, akan tetapi memiliki hasil yang berbeda dimana hasil penampang Pseudo 3D seismik ini lebih baik yang memiliki resolusi hasil yang lebih bagus, amplitudonya lebih kontras dan data yang dihasilkan lebih clean. Setelah dilakukan run attribute pada kedua hasil Pseudo 3D nya didapatkan hasil interpretasi bahwa karakterisasi zona menarik atau zona reservoir yang ada di Cekungan Sumatera Tengah ini memiliki karakteristik litologi batuannya adalah batupasir.

---

Central Sumatra Basin is a basin that has a prolific petroleum system. The application of seismic technology is absolutely necessary in the exploration and development of the hydrocarbon field. The demand to keep up with the development needs of the oil and gas industry is a motivation in developing application techniques and seismic data processing applications. Pseudo 3D seismic method is an innovative technique in data processing that modifies the seismic profile of 2D seismic as well as well data. This study aims to modify the 2D seismic profile as well as the well data to be integrated into the Pseudo 3D seismic data. The challenges in this research are limited seismic data and there are more well data so that well data plays an important role in making this seismic 3D pseudo. In integrating the 2D seismic profile and well data, input in the form of a time structure map is needed to create a model framework and also the geometry of the Pseudo 3D seismic. The results of this seismic 3D pseudo will later be applied to several seismic attributes such as relative accoustic impedance and rms, in an effort to obtain reservoir characterization in the research area. The final results on Pseudo 3D seismic that have been obtained from both data, then compared with the original seismic. A comparison of the results shows that the Pseudo 3D seismic results are better than the original seismic because it can be seen that the frequency spectrum owned by the original seismic and the Pseudo 3D is already the same and is already located on the same line and it turns out that the trend in both seismic sections is the same. , but has different results where the results of this seismic 3D pseudo-section are better which have better resolution results, more contrasting amplitude and cleaner data. After running the attribute on the two Pseudo 3D results, the interpretation results obtained that the characterization of the interesting zone or reservoir zone in the Central Sumatra Basin has a rock lithology characteristic of sandsto"

"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."

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur.

---

"Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.

Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.

AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.

Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."

"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."

"Penelitian mengenai tekanan pori dilakukan pada Formasi Talang Akar dan Baturaja, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan. Cakupan penelitian berfokuskan pada wilayah yang mengalami overpressure atau tekanan pori melebihi normal. Analisis mengenai tekanan pori dilakukan sebagai upaya mengoptimalkan proses pengeboran di wilayah yang akan dilakukan pengembangan sumur. Pengolahan data terbagi menjadi dua, yaitu pengolahan tekanan pori pada data sumur dan penyebarannya menggunakan data seismik. Dalam melakukan estimasi nilai tekanan pori pada sumur, digunakan metode dasar tekanan pori, yaitu metode Eaton. Selanjutnya, dilakukan penyebaran tekanan pori pada data seismik menggunakan neural network dengan data masukan berupa kecepatan gelombang P dan inversi impedansi elastik. Penggunaan data tersebut dipilih karena cukup efektif dalam melakukan estimasi persebaran tekanan pori yang dikontrol oleh keberadaan litologi dan fluida. Selain itu, dilakukan pemodelan substitusi fluida guna menguatkan analisis persebaran gas pasiran.Dari pengolahan data didapatkan bahwa terdapat zona overpressure di Formasi Talang Akar dengan kedalaman 6030.184 ft - 6368.5 ft. Sedangkan pada Formasi Batu Raja tidak terlihat anomali tekanan pori yang signifikan. Keberadaan fluida hidrokarbon berupa gas pasiran di antara litologi shale dan keberadaan struktur patahan diduga menjadi penyebab terjadinya anomali berupa overpressure.

---

Research on pore pressure was carried out in the Talang Akar and the Batu raja Formation, Jambi Sub-Basin, South Sumatra Basin. The scope of research focuses on areas that experience overpressure or the pore pressure exceeds normal. Analysis of pore pressure is carried out as an effort to optimize the drilling process in areas where well development will be carried out. The data processing is divided into two, namely the processing of pore pressure in the well data and its distribution using seismic data. In estimating the value of pore pressure in drilling wells, the basic method for calculating pore pressure is used, namely the Eaton method. Next, the distribution of pore pressure estimates on seismic data is carried out using a neural network with input data in the form of P wave velocity and elastic impedance inversion. The use of input data was chosen because it is quite effective in estimating the pore pressure distribution which is controlled by the presence of lithology and fluids. In addition, fluid substitution modeling was carried out to strengthen the analysis of the distribution of sandy gas.

From the data processing carried out, it was found that there are zones overpressure in the Talang Akar Formation with a depth of 6030.184 ft to 6368.5 ft. Whereas in the Batu Raja Formation there is no significant pore pressure anomaly. The presence of hydrocarbon fluids in the form of sandy gas between lithology shale and the existence of a fault structure is thought to be the cause of the anomaly in the form of overpressure."

"Lapangan FM merupakan salah satu lapangan penghasil hidrokarbon yang terletak di Cekungan Jawa Barat Utara. Salah satu Formasi yang berpotensi sebagai penghasil hidrokarbon adalah Formasi Cibulakan berupa batupasir dan batugamping yang menjadi reservoar objektif. Untuk memprediksi penyebaran reservoar batupasir digunakan metode multi-atribut seismik. Metode multi-atribut merupakan metode untuk memprediksi reservoar. Prediksi tersebut didapat dari hubungan fisis diaplikasikan dengan properti atribut dari data seismik. Berdasarkan analisa crosplot diketahui bahwa log gamma-ray dan density merupakan parameter yang sensitif terhadap keberadaan reservoar batupasir. Metode multi-atribut digunakan dalam membuat volume pseudo gamma-ray dan density. Kombinasi antara gamma-ray dengan density dapat memisahkan dengan baik antara batupasir, batu gamping dan batu lempung. Hasil pemetaan menunjukkan reservoar batupasir terdistribusi pada daerah Tinggian. Hasil penelitian ini dapat digunakan untuk eksplorasi lebih lanjut dalam penyebaran reservoar pada Formasi Cibulakan di Lapangan FM.

---

Field FM is one of the hydrocarbon-producing field located in the North West Java Basin. One of the potential formation of hydrocarbon-producing formations are sandstones and limestones Cibulakan form the reservoir objective. To predict the spread of reservoir sandstones research using multi-attribute seismic methods. Multi-attribute method is a method for predicting reservoir parameters. The predictions obtained from the physical relationship was applied to the property attribute of the seismic data.

Based on the analysis crosplot known that gamma-ray logs and density are parameters which are sensitive to the presence of reservoir sandstones. Multi-attribute method is used to predict the pseudo volume of gamma-ray and density. The combination of gamma-ray logs with density can separate well between sandstone, limestone and claystone.

Mapping results indicate reservoir sandstones in the area of distributed Tinggian. The results can be used for further exploration in the spread of the Formation reservoir in the Field Cibulakan FM."

"Penelitian ini membahas tentang penggabungan data seismik high density dan low density shot menggunakan metode interpolasi 5D Matching Pursuit Fourier Interpolation (MPFI). Tujuan utama dari penelitian ini adalah untuk menghasilkan dataset seismik dengan kualitas yang lebih tinggi melalui penggabungan kedua set data yang memiliki densitas yang berbeda dan mengurangi efek leakage dan aliasing yang ada pada data seismik yang terakuisisi secara irregular. Metode MPFI dilakukan dengan menggabungkan metode Anti Leakage Fourier Transform (ALFT) dan Anti Aliasing. Metode ini melibatkan iterasi dan pemberian pembobotan (prior) pada proses interpolasi. Hasil penelitian menunjukkan bahwa metode interpolasi 5D MPFI berhasil menghasilkan dataset seismik gabungan yang memiliki resolusi spasial lebih tinggi daripada kedua set data asli. Hal ini ditunjukkan oleh tingginya signal to noise (S/N ratio), kemenerusan yang lebih koheren, patahan yang lebih terdefinisi, serta amplitudo yang lebih seimbang. Interpolasi juga berhasil mengisi celah antara data high density dan low density, serta melakukan regularisasi pada data yang terkena efek leakage dan aliasing. Selain itu, metode ini memperluas distribusi azimuth sehingga dapat digunakan untuk analisis kecepatan dalam berbagai arah, seperti AVAZ, VVAZ, dan Azimuthal PSDM. Selain menghasilkan dataset yang lebih baik, metode interpolasi ini juga memiliki keuntungan dalam hal penghematan biaya dibandingkan dengan melakukan akuisisi seismik ulang

---

This research studies merging high density and low density shot seismic datasets using the 5D Matching Pursuit Fourier Interpolation (MPFI) method. The main objective of this research is to achieve a higher quality seismic dataset by merging two datasets that have different densities and reducing the leakage and aliasing effects present in irregularly acquisition seismic data. The MPFI method is performed by combining the Anti Leakage Fourier Transform (ALFT) and Anti Aliasing methods. This method involves iteration and weighting (prior) in the interpolation process. The results show that the 5D MPFI interpolation method successfully produces a combined seismic dataset that has a higher spatial resolution than the two original datasets. This is indicated by the high signal to noise (S/N ratio), more coherent continuity, well defined faults, and more balanced amplitudes. The interpolation also effectively fills the gap between the high density and low density data, and regularizes the data affected by leakage and aliasing. In addition, this method extends the azimuth distribution so that it can be used for velocity analysis in multiple directions, such as AVAZ, VVAZ, and Azimuthal PSDM. In addition to producing better datasets, this interpolation method also has benefits in terms of cost savings compared to performing another seismic acquisition"

"

Tesis ini menghadirkan penelitian mengenai kontribusi penerapan Inversi Seismik post-stack model-based 3D broadband PSDM dan atribut seismik 3D broadband PSDM dengan hanya berdasarkan data seismik, dikarenakan belum adanya informasi sumur pada kedalaman target ekplorasi. Sebuah studi kasus telah dilakukan pada umur kapur akhir – kapur awal yaitu pada interval batupasir serpih laut dangkal pada lapangan penelitian di perairan Arafura, Indonesia Timur. Hasil tesis menunjukkan bahwa atribut seismik yang dapat digunakan untuk membantu interpretasi struktur adalah: impedansi akustik relatif, cos phase, dan dip (untuk interpretasi fault). Kemudian penggunaan atribut seismik yang dapat mengurangi resiko ketidakberhasilan dalam pengeboran dengan menunjukkan keberadaan indikasi langsung hidrokarbon adalah: sweetness, amplitudo rata-rata (rms), frekuensi sesaat dan dekomposisi spektral. Lalu berdasarkan sayatan horizon seismik dari hasil komponen absolute post-stack model based inversi seismik dapat membantu memberikan informasi distribusi secara lateral paket sedimentasi dan secara vertikal menunjukkan reservoar berpori dan kualitas bagus berdasarkan properti impedansi akustik bawah permukaan.

---

The thesis investigates the contribution of applying 3D broadband PSDM post-stack model-based seismic inversion and 3D broadband PSDM seismic attributes independently based on seismic data-driven, due to no well information at reservoir exploration target. A case study from the late cretaceous – early cretaceous shallow marine sand-shale interval in Arafura Sea, Eastern Indonesia has been perform in this thesis. The thesis work have showed that the most promising seismic attributes capable to support structural interpretation are: relative acoustic impedance, cos phase, and dip (for fault interpretation). After that application of seismic attributes to low the drilling risk as a direct hydrocarbon indication are atttributes; sweetness, root mean square (rms) amplitude, instantaneous frequency and spectral decomposition. And then based on the horizon slice of absolute post-stack model based inversion results able to provide the lateral distribution sedimentary packages information and vertically denoting their high porous and good quality reservoir based on the subsurface acoustic impedance properties.

"

"Formasi Kais adalah reservoir hidrokarbon yang berproduksi di Cekungan Salawati. Namun, keberhasilan dalam pengeboran Cekungan Salawati telah berkurang, sehingga diperlukan konsep eksplorasi baru. Secara keseluruhan, batuan karbonat memiliki karakteristik fisik yang lebih kompleks dan heterogen, dibandingkan dengan batuan sedimen silisiklastik. Salah satu parameter, yang membedakan batuan karbonat dan silisiklastik adalah geometri pori/tipe pori. Heterogenitas dan kompleksitas tipe pori reservoir karbonat dipengaruhi oleh proses sedimentasi, tektonik, dan proses diagenesis. Klasifikasi tipe pori dibagi menjadi tiga: interparticle, stiff, dan crack. Oleh karena itu, penentuan tipe pori karbonat menjadi penting untuk meningkatkan keberhasilan penemuan cadangan hidrokarbon. Tesis ini menjelaskan prediksi tipe pori, porositas, dan impedansi akustik pada reservoir karbonat. Metode Differential Effective Medium (DEM) digunakan untuk menganalisis tipe pori reservoir karbonat. Metode DEM menghasilkan parameter modulus bulk dan geser untuk membuat model karbonat Vp dan Vs berdasarkan tipe pori. Distribusi impedansi akustik, porositas, dan tipe pori juga dilakukan dengan membuat inversi seismik 3D. Setelah itu, 3D model porositas dan rasio tipe pori dibuat dengan menggunakan metode geostatistik untuk memberikan hasil yang lebih baik. Selain itu, penelitian ini menunjukkan bahwa nilai impedansi rendah (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) berkorelasi dengan nilai porositas tinggi (22.5-30%) dan peningkatan nilai porositas berkorelasi dengan (70-80%) tipe pori crack+interparticle pada lapangan P, Cekungan Salawati

---

The Kais Formation is a hydrocarbon reservoir that produces in the Salawati Basin. However, the success in drilling has diminished, so a new exploration concept is needed. Overall, carbonate rock has complex and more heterogeneous physical characteristic, compared to siliciclastic sedimentary rock. One parameter, which distinguishes carbonate rock and silisiclastic is pore geometry/pore type. Heterogeneity and complexity of carbonate reservoir pore type are affected by sedimentation process, tectonic setting, and diagenesis process. Pore type classification is divided into three: interparticle, stiff, and crack. Therefore, carbonate pore type determination becomes important to enhance successful discovery of hydrocarbon reserves. This thesis explains pore types prediction, porosity, and acoustic impedance on carbonate reservoir. The Differential Effective Medium (DEM) method to analyse carbonate reservoir pore type has been applied. DEM method generates bulk and shear modulus parameters to create carbonate Vp and Vs model based on pore type. Acoustic impedance, porosity, and pore type distribution are carried out by making 3D seismic inversion. Afterwards, 3D porosity models and pore type ratios were made using the geostatistical method to provide best results. Moreover, this study shows low impedance value (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) correlates with high porosity value (22.5-30%) and enhancement of porosity value correlates with (70-80%) crack+interparticle pore type on P field, Salawati Basin"

"Hidrokarbon telah ditemukan dan diproduksi di Lapangan 'M', yang terletak di Sub-cekungan Cipunegara, Cekungan Busur Belakang Jawa Baratlaut, dari level yang lebih dalam, yaitu di Formasi Baturaja dan Formasi Talang Akar, sejak awal tahun 2000-an. Minyak dan gas bumi juga telah diproduksi dari level yang lebih dangkal di Formasi Cibulakan Atas di Cekungan Jawa Baratlaut, tetapi di sub-cekungan yang lain, bukan dari Lapangan 'M' yang berada di Sub-cekungan Cipunegara. Di dalam rangka mencoba menemukan hidrokarbon di Formasi Cibulakan Atas dari Lapangan 'M' ini, keberadaan reservoirnya haruslah diteliti terlebih dahulu. Dengan menggunakan data yang terbatas, yaitu 3 sumur pemboran dan seismik 3D, pemetaan atribut seismik telah dilakukan untuk mengetahui keberadaan reservoir batupasir. RMS amplitude, average amplitude, maximum amplitude, energy half-time, dan arc length, telah diaplikasikan untuk mengetahui keberadaan reservoir batupasir. Keberadaan reservoir batupasir ini akan dapat dipertimbangkan sebagai salah satu faktor dari sistem petroleum di daerah ini.

---

Hydrocarbon has been discovered and produced in the 'M' Field, located in the Cipunegara Sub-basin, Northwest Java Back Arc Basin, from deeper levels of the Baturaja and Talang Akar Formations since early of 2000s. Oil and gas has also been produced in the shallower level of the Upper Cibulakan Formation in this Northwest Java Basin, but in the other sub-basin, not in the 'M' Field in the Cipunegara Sub-basin. Prior to find hydrocarbon in the Upper Cibulakan Formation of this field, the existing of its reservoir should be evaluated. Based on a limited data of 3 wells and a 3D seismic, several seismic attributes mapping has been used to define the reservoir of sandstone. RMS amplitude, average amplitude, maximum amplitude, energy half-time, and arc length, have been applied in defining the sandstone reservoir. This sandstone reservoir could be considered further in studying the petroleum system in the area."