Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Inversi seismik deterministik sudah banyak digunakan dalam lapangan eksplorasi dan pengembangan. Metode ini digunakan sebagai salah satu cara untuk karakterisasi reservoir dengan menghilangkan efek wavelet sehingga dapat membantu interpreter untuk memetakan struktur bawa permukaan dengan lebih baik. Akan tetapi, metode ini memiliki limitasi karena menggunakan impedansi rata-rata dari layer seismik dimana pada umumnmya nilai impendansi lebih kecil daripada impedansi data sumur sehingga dihasilkan model inversi yang tidak sesuai. Metode inversi stokastik menggunakan konsep geostatistikal, dimana variogram berperan penting dalam menghasilkan output yang sesuai. Pada inversi stokastik dihasilkan banyak realisasi inversi yang digunakan sebagai basis dalam analisis uncertainty, tiap realisasi akan sama pada tiap lokasi sumur yang digunakan namun akan berubah seiring dengan bertambahnya jarak spasial dari lokasi sumur. Metode inversi stokastik akan diaplikasikan pada lapangan gas “K” yang terletak di lepas pantai cekungan Bonaparte, Indoensia Timur. Data yang tersedia antara lain, sebagian dari 3D PSTM angle gather dengan luasan 1,300 km2, 3 sumur dengan data P-Sonic, S-Sonic, densitas, Gamma Ray, dan log resistivitas. Tambahan data berupa report komplesi dan report well testing tersedia untuk beberapa sumur. Lapangan gas “K” terletak pada undeformed continental margin Australia yang melampar kearah lndonesia, dimana secara geologi lapangan “K” terletak pada area Timur dari Sahul Platform dan memiliki struktur berupa tiltef fault block. Lapangan ini memiliki reservoir batupasir formasi Plover yang tersaturasi gas dengan hidrokarbon kolom cukup signifikan, dimana reservoir terdeposisi pada lingkungan shallow marine pada umur Middle Jurasic. Target utama pada lapangan gas “K” merupakan strukutural trap berupa horst block, tilted fault block yang berada dibawah sub-unconformity di umur Palaezoic. Penerapan metode inversi stokastik pada lapangan gas “K” menghasilkan kelebihan yang cukup signifikan dibandingkan dengan inversi deterministik. Reservoir pada lapangan gas “K” terdiri dari batupasir dengan persilangan shale tipis. Metode inversi stokastik dapat membedakan antara batupasir yang tersaturasi gas dengan intraformational shale tipis yang tidak teresolusi oleh seismik dan inversi deterministik. Hasil realisasi dapat digunakan untuk analisis uncertainty dengan probabilitas P10, P50, dan P90 dari facies yang dihasilkan. ......Deterministic seismik inversion method has been successfully used in various projects in exploration and development. This method enables the interpreter to get better understanding of subsurface by omitting the wavelet and tuning effects therefore quantitative reservoir properties can be generated. However, this method has significant limitation by generating average impedances of each layer, and the range of values is smaller than the impedance from the wells therefore the inversion will not produce results that are not within the calibration range. Stochastic seismik inversion is done by conditioning well data and reproducing spatially varying statistics using variogram which could overcome the deterministic limitation. This method generates multiple realizations of high-frequency elastic properties that are consistent with both seismik amplitude and well data. In such instances, stochastic seismik inversion method could provide the uncertainties associated with the models that have been generated. The proposed method is applied in “K” gas field which located in the offshore Bonaparte Basin, Eastern Indonesia. The available dataset for this work includes : part of PSTM 3D which cover 1,300 km2 in angle gather, and 3 wells with compressional sonic, shear sonic, density, gamma ray, and resistivity logs. Additional well completion and well testing reports are available for some wells. Geologically, the “K” field is located within relatively undeformed Australian continental margin that extends into Indonesian waters. It lies on the eastern extremity of the Sahul Platform and occupies a large tilted fault block bounded to the east and south by the Calder-Malita Grabens. This field contains a significant gas column, reservoired within shallow marine, highly mature, quartzose sandstone of the Middle Jurassic Plover Formation. Potential targets in the area may be large folds, horst blocks, tilted fault blocks ad sub-unconformity traps in the Palaeozoic section. The application of stochastic seismik inversion showed significant benefits compared to deterministic especially in “K” gas field where the reservoirs are stacked sandstone with intraformational shale. Some of the reservoir and all the intraformational shales are below seismik resolution. Stochastic seismic inversion able to distinguish those features, in addition the inverted volumes with multiple realizations with ranking criteria for P10, P50, and P90 of facies could be utilized to reduce the risk associated with exploration plan and field development.

Abstrak :
Telah dilakukan studi inversi Simultan untuk karakterisasi reservoar batu pasir di formasi Lower Pematang. Parameter elastis yang dapat dihasilkan dari inversi Simultan diantaranya adalah impedansi P, impedansi S, dan Vp/Vs, Hasil uji sensitivitas pada data sumur menunjukkan bahwa Impedansi Akustik dan Vp/Vs dengan parameter utama Vcl, porositas dan saturasi air dapat memisahkan litologi dengan baik, akan tetapi tidak mampu memisahkan fluida karena separasi yang minim. Sehingga pada studi ini, mengacu pada parameter hasil uji sensitivitas, dilakukan inversi untuk memisahkan litologi dan pesebaran reservoir batupasir berdasarkan Impedansi Akustik AI dan Vp/Vs. Pasir yang berporositas tinggi memiliki nilai Vp/Vs lebih rendah dibandingkan dengan batupasir berporositas rendah. Pada reservoir target batu pasir berporos tinggi memiliki nilai Vp/Vs 1,4 ndash;1,8. Pada formasi Lower Pematang didapatkan nilai porositas berkisar diantara 10 sampai 18 . Nilai kuantitatif ini dapat dijadikan sebagai reservoar sand yang cukup baik yang tersebar juga di daerah sumur, sedangkan ke arah barat, nilai porositasnya semakin mengecil. Nilai porositas yang tinggi disekitar sumur didukung oleh nilai yang rendah untuk AI dan Vp/Vs.

---

Simultaneous inversion studies were performed to characterize the sandstone reservoir in the Lower Pematang formation. The elastic parameters that can be produced from Simultaneous inversion include P impedance, S impedance, and Vp Vs, results of a sensitivity test on the well data shows that Acoustic Impedance and Vp Vs with the main parameters of VCL, porosity and water saturation can separate the lithological well, but not able to separate the fluid due to minimal separation. So in this study, referring to the parameters of the sensitivity test results, an inversion is conducted to separate the lithology and the spread of the sandstone reservoir based on the Acoustic Impedance AI and Vp Vs. High porous sand has a lower Vp Vs value compared to low porous sandstones. The high porous sandstone target reservoir has a value of Vp Vs 1.4 to 1.8. In the formation of Lower Pematang obtained porosity value ranges between 10 to 18 . This quantitative value can be used as a reservoir sand are quite well spread also in the area of the well, while to the west, the value of porosity has narrowed. High porosity values around the well are supported by low values for AI and Vp Vs.

Abstrak :
Metode seismik petrofisik diaplikasikan pada zona target sebagai pendekatan praktis untuk memahami lebih lanjut karakter reservoar pada lapangan ldquo;G rdquo; Cekungan Sumatra Selatan melalui analisis seismik petrofisik data log sumur dan data seismik 2D. Evaluasi formasi rutin dilakukan untuk menghitung volume lempung, porositas, dan saturasi air pada lokasi sumur. Plot silang data log sumur dan hasil evaluasi formasi dibuat untuk menguji sensitifitas data log sumur terhadap perubahan litologi, porositas, dan kandungan fluida dalam reservoar. Data log gelombang S merupakan hasil derivasi dari persamaan Castagna. Sedangkan impedansi P, impedansi S, rasio VpVs, LambdaRho, dan MuRho dihitung menggunakan persamaan transformasi Lambda-Mu-Rho LMR. Properti elastis reservoar diekstrak dari data gather seismik 2D melalui proses inversi simultan. Hasil analisis petrofisika dan sebarannya melalui panduan data seismik menghasilkan bahwa zona prospek pada lapangan ldquo;G rdquo; berada pada interval 1600 ndash; 1650 ms dengan batupasir yang bertindak sebagai reservoar memiliki kandungan volume batulempung dibawah 35 , porositas diatas 10 , dan saturasi air dibawah 65 sebagai zona potensial hidrokarbon.

---

Seismic petrophysics technique were applied to ldquo G rdquo filed of South Sumatra Basin as a practical approach to understand more about the reservoir through integrated interpretation of logs and 2D seismic gather. Routine formation evaluations were done to calculate shale volume, porosity, and water saturation at well location. Cross plots of log data were generated to test the sensitivity parameters of log curves to changes in lithology, porosity, and fluid content in the reservoir. P impedance, S impedance, VpVs ratio, LambdaRho ,MuRho and density were calculated through a Lambda Mu Rho LMR transform. Volumes of elastic properties were extracted from simultaneous inversion process of 2D gather and analyzed to capture lithology and fluid changes in the reservoir. Petrophysical analysis and its distribution based on seismic data results in prospect zone at interval 1600 ndash 1650 ms with sandstone reservoar characterized by shale volume less than 35 with porosity higher than 10 and water saturation below 65 identifed as potential hydrocarbon zone.

Abstrak :
Pemetaan sebaran reservoar dengan menggunakan dekomposisi spektral dan Amplitude Versus Offset AVO telah dilakukan di Sub-Cekungan Jambi. Sub-Cekungan Jambi adalah bagian dari Cekungan Sumatera Selatan yang merupakan cekungan belakang busur berumur Tersier yang terbentuk sebagai akibat tumbukan antara India plate dan Sundaland. Reservoar utama dalam penelitian ini adalah batupasir Horizon M dan N, yang termasuk dalam Formasi Air Benakat Bawah FABB. Formasi ini memiliki umur Miosen Tengah dimana terbentuk perselingan batulempung dengan batupasir dan batulanau. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menyelidiki sebaran reservoar menggunakan analisis Dekomposisi Spektral dan AVO pada horizon M dan N. Metode yang digunakan adalah Continous Wavelet Transform CWT dengan menggunakan wavelet Morlet. Dalam penelitian ini dilakukan analisis zona frekuensi rendah dimana anomali amplitudo diamati pada frekuensi rendah 15 Hz dan kemudian dibandingkan dengan amplitudo pada frekuensi pertengahan 25 Hz dan frekuensi tinggi 40 Hz. Anomali yang diamati adalah nilai amplitudo terlihat pada frekuensi rendah dan menghilang pada frekuensi tinggi. Analisis AVO digunakan untuk memverikasi hasil analisis dekomposisi spektral dengan menggunakan atribut intercept dan gradien. Hasil dari penggabungan kedua metode ini berhasil menunjukkan bahwa keberadaan reservoar hidrokarbon berada disekitar sumur M-07.

---

The reservoir distribution map with spectral decomposition method and Amplitude Versus Offset AVO has been done in Jambi Sub Basin. Jambi Sub basin is a part of South Sumatera Basin which is a back arc tertiary basin formed as a result of the collision between the Indian Plate and the Sundaland. The main reservoir of this structure is a sandstone Horizon M and N, which are included into the Lower Air Benakat Formation LABF. This formation has Middle Miocene age where formed claystone intersections with sandstone and siltstone. This aim of the study is to investigate the distribution of reservoir hydrocarbon using Spectral Decomposition and AVO at horizon M and N. The method used is Continuous Wavelet Transform CWT and using morlet wavelet as the input of processing. In this study, we perform low frequency shadow zone analysis in which the amplitude anomaly at a low frequency of 15 Hz was observed and we then compare it to the amplitude at the mid 25 Hz and the high frequency 40 Hz . The appearance of the amplitude anomaly at a low frequency was disappeared at high frequency, this anomaly disappears. The AVO analysis is used to verify the results of the spectral decomposition analysis using the intercept and gradient attributes. The result of combining these two methods succeeds to show that the hydrocarbon reservoir is located around the well M 07.

Abstrak :
Reservoir Intra Tarakan merupakan bagian dari Formasi Tarakan yang berumur Pliosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan intra Tarakan merupakan reservoir batupasir dengan lingkungan pengendapan delta yang porinya terisi oleh fluida hidrokarbon dominan berupa gas. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan reservoir Intra Tarakan dan persebarannya di area penelitian dengan menggunakan data 3D seismik dan data sumur. Metode inversi simultan diaplikasikan untuk memperoleh indikator litologi dan fluida. Sedangkan proses pemisahan komponen spektrum frekuensi pada data seismik dengan berbasis transformasi wavelet kontinyu (CWT) digunakan untuk mengidentifikasi reservoir gas yang berasosiasi dengan zona frekuensi rendah. Dari hasil tes sensitivitas parameter diperoleh mu-rho sebagai indikator litologi dan lambda-rho sebagai indikator fluida, dimana batupasir memiliki nilai mu-rho 33-50 GPagr/cc dan batupasir tersaturasi gas memiliki nilai lambda-rho 2-20 GPagr/cc. Hasil dari inversi simultan ditransformasi menjadi volume lambda-rho dan mu-rho sehingga persebaran batupasir dan hidrokarbon gas pada lapisan intra Tarakan dapat dipetakan. Hasil dekomposisi spektral 25 Hz pada lapisan intra Tarakan memiliki kemiripan dengan peta persebaran litologi dari parameter mu-rho yang dapat memvisualisasikan fitur geologi berupa delta lobe, distributary channel, dan mouthbar. Sedangkan hasil dekomposisi spektral pada 5 Hz memiliki kemiripan dengan peta lambda-rho hasil inversi simultan yang memetakan persebaran hidrokarbon gas. Hasil integrasi antara inversi seismik simultan dan analisisi kualitatif dekomposisi spektral dapat membantu dalam mengkarakterisasi reservoar berdasarkan parameter yang dikontrol dari data sumur sehingga memberi tingkat keyakinan yang tinggi untuk merencanakan pengembangan lapangan. ......Reservoir Intra Tarakan is a part of Tarakan Formation that deposited in early Pliocene. Based on drilling data, Intra Tarakan layer is gas bearing sands reservoir with deltaic deposition environment. This research goal is to map the intra Tarakan reservoir character and its distribution in the study area using 3D seismic and wells data. Simultaneous inversion method is applied to obtain lithology and fluid indicator. While the process of separating the frequency spectrum components in seismic data based on a continuous wavelet transform (CWT) is used to identify the gas reservoir associated with low frequency zone. From sensitivity analysis, mu-rho is sensitive to lithological change and lambda-rho is sensitive to water saturation, sandstone value of mu-rho is 33-50 GPagr/cc and gas saturated sandstone value of lambda-rho is 2-20 GPagr/cc. The result of simultaneous inversion is transformed into lambda-rho and mu-rho volume so that sandstone and gas saturated sandstone can be mapped. Spectral decomposition result at 25 Hz in intra Tarakan layer shows similarity to lithology map derived from mu-rho volume that able to improve the geological feature visualization such as delta lobe, distributary channel, and mouthbar. While the result of spectral decomposition at 5 Hz in intra Tarakan layer have similarity with lambda-rho slice from the seismic simultaneous inversion result that inferred as gas distribution map. Integration result between seismic simultaneous inversion and qualitative analysis of spectral decomposition able to assist the reservoir characterization that controlled by well data that give higher confidence level to plan the field development.

Abstrak :
Sebaran porositas pada batugamping terumbu di formasi Baturaja yang tidak seragam mengakibatkan perubahan signifikan pada sifat akustik batuan secara vertikal dan horizontal. Selain itu, data seismik yang tersedia hanya memiliki kandungan frekuensi dominan sebesar 12 Hz dan tidak memadai untuk meresolusi perubahan facies secara mendetail. Limitasi yang ada membuat karakterisasi reservoir pada batugamping terumbu di Formasi Baturaja sangat rumit. Inversi Stokastik dilakukan untuk menghasilkan impedansi akustik dengan frekuensi tinggi dan resolusi lebih detail. Data yang digunakan dalam penelitian adalah data seismik tiga dimensi post stack migration (3D PSTM) dan empat data sumur yang memiliki data log sonic, density, gamma ray, porosity dan saturasi air. Analisa tuning thickness pada data seismik yang tersedia menunjukkan bahwa inversi deterministik hanya dapat mengidentifikasi ketebalan reservoar hingga 52 m. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan adanya hubungan linear antara impedansi akustik dan porositas batuan dengan korelasi sebesar 0.82. Klasifikasi fasies dilakukan untuk mendelineasi zona pay dan non-pay. Ketebalan zona pay bervariasi antara 2 hingga 75 m dengan ketebalan 75 m di satu sumur serta 2 m di sumur lainnya. Analisis perbandingan antara hasil inversi deterministik dan inversi stokastik telah dilakukan. Hasil inversi stokastik menunjukkan karakterisasi perubahan porositas pada batuan karbonat Baturaja dapat diamati dengan lebih baik. Terlebih lagi metode inversi stokastik dapat mendelineasi zona pay pada Formasi Baturaja hingga ketebalan 2 m. ......Random porosity distribution of reef in the Baturaja formation significantly effects the vertical and horizontal acoustic properties. Furthermore, the existing seismic data has only 12 Hz of dominant frequency and it causes inadequate characterization of facies variation. Those limitations affect complicated reservoir characterization of reef in the Baturaja formation. Stochastic Inversion was conducted for resulting in detailed highfrequency acoustic impedance. This research used three-dimensional post stack migration (3D PSTM) seismic data and four wells including sonic, density, gamma ray, effective porosity, shale volume and water saturation log data. Tuning thickness analysis of seismic data indicates that the model-based seismic inversion can only identify reservoirs with a minimum thickness of 52 m. Sensitivity analysis result indicates that there is a linear relationship between the acoustic impedance and effective porosity with a 0.82 correlation coefficient. Facies classification was carried out to delineate pay and non-pay zones. Pay zone thickness varies from 2 – 75 m with the thickest pay zone is 75 m in one well and 2 m in another well. The comparison between model-based and stochastic seismic inversion result is presented. The result of stochastic inversion shows a significant refinement in characterizing porosity changes of carbonate reservoirs. In addition, the method is also able in delineating thickness up to 2 m pay zones in the Baturaja formation.

Abstrak :
Masalah yang dihadapi Management Asset 3 Pertamina EP adalah pencatatan nilai cadangan (P1) yang kecil sehingga mengharuskan Management Asset 3 Pertamina EP untuk melakukan assessment & pengurasan produksi yang lebih. Penelitian dilakukan pada reservoir sandstone Struktur “Y” Formasi Talang Akar Sub-Cekungan Ciputat, Jawa Barat Utara. Salah satu formasi yang mengasilkan hidrokarbon, yaitu formasi Talang Akar (TAF) yang tersusun dari batupasir dan batuserpih yang saling berselingan. Oleh karena itu, dilakukan analisa karakter fisik reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar – Cekungan Jawa Barat Utara. Metode yang dilakukan adalah inversi seismic impedansi akustik (AI) untuk mengetahui kemenerusan dari reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar. Penerapan inversi seismic impedansi akustik dilakukan untuk memisahkan parameter lapisan reservoir batupasir dengan lapisan batuan lainnya. Kemudian dilakukan analisa petrofisika berdasarkan data log sumur dan data PVT. Selanjutnya menghitung Initial In Place secara volumetric berdasarkan sebaran picking horizon dan data log. ......The optimization of oil production in existing field and increasing development plan for delineation drilling for improve oil productivity of Pertamina EP Asset 3. One of reservoir engineer duties is has to improve the quality / characterization of subsurface, so that all work plans can be achieved and oil recovery shall be improved. This study was carried out on sandstone reservoir of the "Y" Structure Talang Akar Formation in the Ciputat Sub-Basin, North West Java, which due to cumulative production has exceeded the reserve value.The methodology is to assess an acoustic impedance (AI) seismic inversion for determine the continuity of the sandstone reservoir in Talang Akar formation. The application of acoustic impedance seismic inversion is done to separate parameters of sandstone reservoir layer with other rock layers. Then we evaluate a petrophysical analysis calculation based on well log data and PVT data. Furthermore, counting back Initial In Place volumetrically based on distribution of picking horizons and log data.

Abstrak :
Cekungan Jawa Timur Utara merupakan salah satu cekungan penghasil minyak dan gas terbesar di Indonesia. Intepretasi seismik secara kuantitatif sangat diperlukan dalam proses eksplorasi keberadaan cadangan hidrokarbon. Atribut seismik inversi simultan dan amplitude vs offset (AVO) adalah metode yang diaplikasikan pada penelitian ini. Seismik inversi adalah metode untuk menghasilkan parameter dari data seismik refleksi dengan pengikatan dengan data sumur. Inversi seismik pada studi ini adalah inversi simultan untuk mengestimasi kecepatan gelombang P (Vp), kecepatan gelombang S (Vs), densitas dan rasio Vp/Vs batuan untuk ditransformasi ke parameter Lambda – Mu – Rho yang dapat dimanfaatkan sebagai parameter untuk memprediksi kandungan fluida dan jenis litologi dibawah permukaan. Nilai rasio Vp/Vs dan densitas dihasilkan dengan baik dari proses inversi simultan dan dapat memisahkan antara karbonat tersaturasi hidrokarbon dengan nilainya yang kecil. Ampllitude vs offset (AVO) adalah metode untuk melihat perubahan amplitude seiring bertambahnya offset atau sudut. Dengan tersaturasinya gas pada suatu batuan, akan menghasilkan respon yang berbeda dengan saturasi minyak atau air. Pada penilitian ini didapatkan dengan keberadaan saturasi gas, nilai intercept akan semakin kecil dibanding dengan minyak atau air. Nilai lambda-rho berhasil mendefinisikan keberadaan karbonat gas dengan nilai kecil. ......The North East Java Basin is one of the largest oil and gas producing basins in Indonesia. Quantitative seismic interpretation is needed in the exploration process for the presence of hydrocarbon reserves. The seismic attribute simultaneous inversion and amplitude vs offset (AVO) is the method applied in this study. Seismic inversion is a method for generating parameters from seismic reflection data by binding to well data. Seismic inversion in this study is a simultaneous inversion to estimate the P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs), rock density, and Vp / Vs ratio to be transformed into Lambda - Mu - Rho parameters which can be used as parameters to predict fluid content and type of subsurface lithology. The value of the Vp / Vs ratio and the density is generated well from the simultaneous inversion process and can separate the hydrocarbon saturated carbonates with small values. Amplitude vs offset (AVO) is a method of seeing the change in amplitude as the offset or angle increases. With the saturation of gas in a rock, it will produce a different response to the saturation of oil or water. In this research, it was found that in the presence of gas saturation, the intercept value will be smaller than that of oil or water. The lambda-rho value defines the presence of gaseous carbonates with small values

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan DELTA merupakan lapangan dominasi uap di Provinsi Jawa Barat yang saat ini memiliki kapasitas terpasang sebesar 273 MWe. Sebagian besar sumur produksi berada di tengah area reservoir, diperlukan pemboran step-out well ke area reservoir boundary guna menghindari intervensi antar sumur. Sumur step-out well pertama di bor kearah barat daya pada tahun 2011, mengacu pada konseptual model yang didasari model MT 3D hasil inversi tahun 2004. Hasil pemboran sumur tersebut menunjukan bahwa area target berada diluar reservoir dan sumur tersebut tidak berproduksi. Setelah evaluasi, didapatkan bahwa model 3D MT yang saat itu digunakan sebagai acuan tidak menunjukkan kesesuaian dengan data sumur step-out well. Pada penelitian ini, penulis akan melakukan delineasi reservoir boundary dengan pendekatan metoda remodeling inversi 3D terhadap data MT tahun 2004. Hasil inversi 3D MT yang baru setelah dikombinasikan dengan beberapa data pendukung seperti data MEQ, gravitasi, peta geologi, data geokimia dan data sumur. Diperoleh bahwa Model 3D MT baru lebih sesuai dengan kondisi bawah permukaan. Beberapa data pendukung tersebut, penulis gunakan sebagai tambahan informasi untuk interpretasi terpadu. Seluruh tahapan kegiatan ini pada akhirnya mampu mendelineasi ulang reservoir boundary dan penulis dapat merekomendasikan area target pemboran. Hasil penelitian ini diharapkan dapat meningkatkan keberhasilan pemboran sumur step-out wells berikutnya.

---

ABSTRACT
The DELTA geothermal field is a vapor dominated system in West Java Province of Indonesia which is currently has 273Mwe installed capacity. The majority of production wells are located in the center of reservoir, need to have step out wells to reduce the well intervention risk. The first step out well targetted SW area on 2011, refer to conceptual model based on 3D MT model of 2004. The well cannot produce steam and indicated as area outside the reservoir. After evaluating the result, it found the 3D MT model does not match with the step out well. On this study, the author will delineate the reservoir boundary with MT 3D remodeling applied to the MT data on 2004. The result of new 3D MT model combined with supporting data sets such as MEQ, gravity, geology map, geochemistry data and well data. The new model showed better match to the subsurface condition. The supporting data sets were utilized for conducting comprehensive interpretation. The study activity was successfully able to delineate reservoir boundary and author was able to give recommendation on areas for well targeting zone. This result is expected to be able to increase the drilling success ratio for the further drilling step out wells.