Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Pemodelan persebaran batu pasir yang dilakukan pada lapangan F3 Netherland bertujuan untuk melihat distribusi batu pasir secara lateral pada daerah reservoar. Data yang digunakan adalah data seismik 3D dan data sumur. Data seismik 3D memiliki cakupan areal seluas 384 km2 dengan jumlah inline 551 dan xline 651 sedangkan data sumur yang tersedia hanya empat buah. Data seismik dijadikan sebagai dasar pembuatan model struktur lapisan bawah permukaan yang digunakan sebagai batas dari pemodelan. Persebaran batu pasir didalam reservoar dilakukan berdasarkan model properti petrofisika pada data sumur yang didistribusikan dengan pendekatan geostatistik metode Sequential Indicator Simulation. Metode ini sangat mempertahankan adanya hubungan antar ruang (korelasi spasial) dari data sample dengan daerah yang tidak mempunyai data. Pada proses pemodelan ini telah dibagi menjadi empat zona yaitu zona FS8, FS7, Truncation dan zona MFS4. Pada zona FS8 memiliki distribusi batu pasir sekitar 43.94% dan zona FS7 memiliki distribusi batu pasir sekitar 27.5%. Sedangkan pada zona Truncation dan MFS4 memiliki distribusi persebaran shaly sand masing-masing sebesar 75% dan 25%. ......The objective of the sandstone distribution modeling is to define the sandstone distribution laterally in reservoar zone. 3D seismic and well data was used in this research. The scope area of 3D seismic data is about 384 km2 with total of 551 inline and 651 xline while there were only four well data. Seismic data is used to describe the structural model of geometrical subsurface to define the model boundary. The sandstone distribution in reservoir is performed based on the property model from well data, which distributed using geostatistical approach Sequential Indicator Simulation method. This method preserve the relation of spatial correlation between the data sample with another area. The distribution process in this study were devided into four zones, namely FS8, FS7, Truncation and MFS4. The sandstone distribution in FS8 is about 43.94% and 27.5% in FS7. While the percentage of Shaly sand distribution in Truncation and MFS4 zone respectively is about 75% and 25%.

Abstrak :
Metode seismik refleksi merupakan metode yang biasa digunakan untuk memetakan hidrokarbon. Reservoir dapat dikarakterisasi menggunakan metode inversi mengubah data seismik menjadi nilai impedansi akustik batuan dan metode dekomposisi spektral digunakan untuk mendeliniasi low frequency shadow pada lapisan reservoir yang disebabkan oleh keberadaan hidrokarbon, sehingga gabungan kedua metode tersebut digunakan untuk mendistribusi sebaran reservoir hidrokarbon pada zona target. Pada penilitian kali ini metode inversi yang digunakan yaitu inversi model-based, sedangkan metode dekomposisi spektral yang digunakan yaitu continuous wavelet transform. Berdasarkan hasil dari penilitian menunjukkan bahwa persebaran reservoir dengan nilai impedansi akustik rendah berada di inline 1583, inline 1290, inline 1360, dan inline 1399. Dari keempat inline tersebut 3 diantaranya hasil dekomposisi spektral mendeliniasi low frequency shadow yang pada inline 1290, inline 1360 dan inline 1399, sedangkan inline 1583 menghasilkan high frequency anomaly hal ini dapat terjadi akibat efek dari ketebalan reservoir yang kurang dari ¼ I>>. Lapisan reservoir memiliki nilai impedansi akustik 18000-19000 ft.g/s.cc dan anomaly frekuensi rendah 20 Hz mengindikasikan keberadaan gas di lapisan reservoir, sedangkan inline 1583 fenomena high frequency anomaly menandakan bahwa lapisan reservoir memiliki ketebalan yang tipis dan mengindikasikan kandungan fluida gas.

---

Seismic reflection is a method commonly used to map hydrocarbons. The reservoir can be characterized using the inversion method by converting seismic data into acoustic impedance values of rock and spectral decomposition methods are used to delineate low-frequency shadow beneath reservoir caused by the presence of hydrocarbon, the combination of this two methods is used to distribute the hydrocarbon reservoir in the target zone. The inversion used in this research is a model-based inversion, while the spectral decomposition method used is continuous wavelet transform. Result of this study shows that reservoir distribution with low acoustic impedance located on inline 1583, inline 1290, inline 1360, inline 1399. Three of four inline show by spectral decomposition result delineating low-frequency shadow at inline 1290, inline 1360 dan inline 1399, while inline 1583 produces high-frequency anomaly this phenomena could occur due to effect of reservoir thickness is less than ¼ I>>. The reservoir has an acoustic impedance value of 18000-19000 ft.g/s.cc and low-frequency shadow beneath reservoir have 20 Hz frequency indicates the presence of hydrocarbon, while inline 1583 show high-frequency anomaly 60 Hz this phenomena show that the reservoir thickness is thin and indicated containing gas fluid.

Abstrak :
Penelitian dilakukan pada lapangan 'Sandara' yang terletak kurang lebih 22 km di sebelah timur laut kota Cepu pada Cekungan Jawa Timur Utara. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi perbedaan batupasir formasi Ngrayong pada horison L1 dan L5 serta mengetahui karakteristik reservoar batupasir tersebut dengan memanfaatkan data seismik 3D yang dianalisis dengan metode inversi seismik impedansi akustik berbasis model dan data log sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04, dan SAN-07 yang di analisis petrofisika dengan metode determin. Hasil menjelaskan bahwa batu pasir pada area sekitar sumur SAN-01, SAN-02 dan SAN-04 yang terdapat di sebelah barat laut area penelitian merupakan reservoar dengan kandungan lempung bernilai antara 30 - 50%, saturasi air antara 60 - 70%, dengan porositasnya bernilai 15 - 20%, permeabilitasnya bernilai lebih dari 250 mD, dan nilai impedansi akustiknya kurang dari 7000 m/s*gr/cc. Sedangkan area yang berada disekitar sumur SAN-07 mengarah sebelah tenggara area penelitian mendeskripsikan reservoar dengan nilai kandungan lempung bernilai rendah yaitu 30%, namun nilai saturasi air bernilai cukup tinggi mendekati 90%, nilai porositasnya lebih rendah yaitu sebesar 10%, permeabilitasnya juga lebih rendah bernilai dari 163 mD dan nilai impedansi akustiknya lebih dari 8000 m/s*gr/cc. Berdasarkan hasil analisa petrofisika dan inversi impedansi akustik, rekomendasi titik bor selanjutnya dapat disarankan pada daerah yang dangkal (di area puncak antiklin), memiliki nilai impedansi di bawah 7000 m/s*g/cc dan berada di sekitar sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04. ...... The study has been held in 'Sandara' field which located approximately 22 km in the northeast of Cepu region, Northeast Java Basin. The purpose of this study are to identify differences in the sandstone formations of Ngrayong L1 and L5 horizon and to determine the characteristics of the sandstone reservoir by utilizing 3D seismic data that is analyzed with acoustic impedance seismic inversion method based on model and log data from SAN-01, SAN-02, SAN-03, and SAN-04 wells in petrophysical analysis by determin method. The results is the sandstone around SAN-01, SAN-02, and SAN-04 wells have composition of shale volume is between 30 - 50%, water saturation is between 60 - 70%, the porosity value is between 15 - 20%, the permeability is above 250 mD, and the acoustic impedance is bellow 7000 m/s*gr/cc. Meanwhile, the area around SAN-07 well or the area which is located in the southeast direction of the study area have composition of shale volume is around 30%, water saturation is almost 90%, the porosity value is near 10%, the permeability is at 163 mD, and the acoustic impedance is above 8000 m/s*gr/cc. Based on the petrophysical analysis and the acoustic impedance seismic inversion results, the recommendations of the next drilling point are suggested in the crest of the anticline area and have an impedance value below 7000 m/s*g/cc, and located near the SAN-01, SAN-02, SAN-04 wells.

Abstrak :
Reservoir batupasir pada Lapangan OA terletak pada Cekungan Northern Bonaparte merupakan batupasir yang tersaturasi gas, diagenesis mineral menyebabkan beberapa daerah zona reservoir menjadi tight sandstone. Metode inversi menggunakan impedansi akustik (AI) kurang sensitif dalam membedakan litologi batupasir dan batu lempung karena memiliki nilai impedansi yang hampir sama. Simultaneous Inversion mengatasi masalah tersebut dengan melakukan inversi secara bersamaan melalui data partial angle (near, mid, far) untuk mendapatkan parameter fisis selain impedansi akustik yang diharapkan lebih sensitif dalam membedakan litologi maupun memprediksi keberadaan fluida gas seperti impedansi shear (SI) dan densitas. Ketiga parameter tersebut dapat diturunkan menjadi parameter Lame(LMR). Analisa crossplot menunjukan parameter fisis yang sensitif untuk memprediksi persebaran litologi maupun keberadaan fluida gas. Parameter densitas cukup sensitif dalam membedakan litologi yang kemudian dilakukan inversi dengan nilai cut off clean sandstone adalah 2.3-2.5 (g/cc), tight sandstone dengan cutoff 2.5-2.625 (g/cc) dan shaledengan cutoff2.625-2.8(g/cc). Keberadaan fluida gas diprediksi dengan melakukan inversi parameter Vp/Vsyang memiliki cutoff ±1.6 dan Lambda-rho dengan cut off ±25. Analisa peta persebaran parameter tersebut menunjukan persebaran batupasir dan keberadaan fluida gas dominan berada di daerah utara zona penelitian dengan karakter batupasir yang relatif memiliki porositas yang lebih baik (clean sandstone) dibandingkan dengan daerah yang relatif lebih selatan.

---

The sandstone reservoir in the OA Field is located in the Northern Bonaparte Basin, which is gas-saturated sandstone, mineral diagenesis causing several reservoir zone areas to become tight sand. The inversion method using acoustic impedance (AI) is less sensitive in distinguishing sandstone and clay rock lithology because it has almost the same impedance value. Simultaneous Inversion overcomes this problem by simultaneously inversingpartial angle data (near, mid, far) to obtain physical parameters besides acoustic impedance which are expected to be more sensitive in distinguishing lithology and predicting the presence of gas fluids such as shear impedance (SI) and density. These three parameters can be derived as Lame(LMR) parameters. Crossplot analysis shows sensitive physical parameters to predict the distribution of lithology and the presence of gas fluid. Density sensitive in distinguishing lithology which is then inversed,obtaining clean sandstone cutoff values are 2.3-2.5 (g/cc), tight sandstonewith cutoff 2.5-2.625 (g/cc) and clay stones with cutoff2.625-2.8(g/cc). The presence of gas fluid is predicted by inversing the parameter Vp/Vswhich has a ± 1.6 and Lambda-rho cutoff of ± 25 cutoff. Analysis of the parameter distribution map shows the distribution of sandstones and the presence of dominant gas fluids in the northern area of the research zone with relatively clean sandstone characteristics, compared to relatively more southern regions.

Abstrak :
Lapangan "X" berlokasi di provinsi Sumatra, termasuk dalam Cekungan Sumatra Tengah, dan memiliki potensi hidrokarbon yang tersimpan dalam reservoir batupasir dari Formasi Menggala. Formasi ini, yang didominasi oleh litologi batupasir dan berasal dari Miosen Awal, berpeluang menjadi reservoir utama di lapangan tersebut. Untuk memahaminya lebih dalam, karakterisasi reservoir dilakukan guna mengidentifikasi sifat fisik batupasir dan parameter terkaitnya. Salah satu teknik yang dapat diterapkan adalah penggunaan multiatribut seismik. Studi ini memanfaatkan data seismik 3D - Post Stack Time Migration dengan empat sumur sebagai data kontrol. Metode inversi berbasis model berperan sebagai atribut eksternal dalam analisis multiatribut dan dilakukan interpretasi dengan nilai p-impedance sebesar ±22.000 hingga ±31.000 menunjukkan dengan nilai yang cukup rendah. Melalui analisis ini, sebaran sifat fisik seperti nilai porositas, densitas, dan P-wave dari Formasi Menggala dapat diidentifikasi. Hasilnya menunjukkan bahwa porositas efektif di Formasi Menggala berkisar antara 10% hingga 30%, densitas berkisar antara 2,3 g/cm³ hingga 2,4 g/cm³, dan nilai P-wave berkisar antara 9.700 ft/s hingga 13.791 ft/s. Berdasarkan sifat-sifat fisik batuan yang dianalisis melalui multiatribut, zona yang berpotensi mengandung hidrokarbon terletak di sekitar sumur AM-1 lapangan "X". Untuk memastikan zona tersebut sebagai prospek, diperlukan analisis lebih lanjut, yaitu analisis terhadap peta sayatan inversi, peta sayatan struktur waktu, peta sayatan porositas, peta sayatan densitas, dan peta sayatan p-wave. ......Field "X" is located in the province of Sumatra, within the Central Sumatra Basin, and holds hydrocarbon potential stored in sandstone reservoirs of the Menggala Formation. This formation, predominantly consisting of sandstone lithology and dating back to the Early Miocene, has the potential to be the primary reservoir in the field. To gain deeper insights, reservoir characterization is conducted to identify the physical properties of the sandstone and its related parameters. One technique that can be applied is the use of multi-attribute seismic analysis. This study utilizes 3D seismic data - Post Stack Time Migration with four wells as control data. The Model-based inversion methods serve as external attributes in the multi-attribute analysis and is interpreted with a p-impedance value of ±22.000 to ±31.000 indicating a fairly low value. Through this analysis, the distribution of physical properties such as porosity, density, and P-wave velocity of the Menggala Formation can be identified. The results show that the effective porosity in the Menggala Formation ranges from 10% to 30%, density ranges from 2.3 g/cm³ to 2.4 g/cm³, and P-wave velocity ranges from 9,700 ft/s to 13,791 ft/s. Based on the physical properties of the rock analyzed through multi-attribute analysis, a potential hydrocarbon zones are located around well AM-1 of field "X". To confirm these zones as prospects, further analysis is needed, namely analysis of inversion incision maps, time structure incision maps, porosity incision maps, density incision maps, and p-wave incision maps.

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan WR yang merupakan area target penelitian berada pada cekungan Bonaparte, dengan target reservoar batupasir berumur jurassic dan fluida yang tersaturasi berupa gas. Karakter reservoar dari data sumur mengindikasikan lingkungan pengendapan daerah Estuarine, dengan tipe batupasir yang blocky dengan sedikit sisipan serpih. Terdapat data seismik 3D prestack dan tiga data sumur yang memiliki kecepatan gelombang-P Vp dan gelombang-S Vs . Dalam perkembangannya terdapat tiga metode dengan memanfaatkan Vp dan Vs yaitu Extended Elastic Impedance EEI 2002 , Poisson Impedance PI 2006 , dan Curved Pseudo Elastic Impedance CPEI 2014 . Ketiga metode tersebut diaplikasikan pada data seismik dan sumur untuk melihat perbandingannya dalam mengkarakterisasi reservoar pada lapangan WR berupa persebaran litologi dan fluida secara lateral maupun vertikal. Hasil yang didapat dari ketiga metode tersebut berkorelasi baik dengan litologi pada nilai sudut chi ? untuk EEI 30 , PI 59 , dan CPEI -69 , sedangkan dengan fluida didapatkan nilai chi ? yang berkorelasi dengan EEI 20 , PI 51 , dan CPEI -60 . Korelasi tertinggi terhadap target log litologi yaitu log GR dan fluida berupa log SW dari ketiga metode tersebut adalah metode CPEI dengan korelasi 0.881 untuk log GR dan 0.604 untuk log SW. Secara vertikal dari ketiga metode tersebut menunjukkan karakter reservoar yang cukup baik dengan tingkat saturasi gas yang cukup tinggi. Hasil persebaran lateral dari ketiga metode tersebut menunjukkan karakter lingkungan pengendapan pada reservoir target berada pada lingkungan estuarine, dengan arah dari sumber supplay sedimen berarah tenggara, dan hasil ini cocok dengan konsep geologi regional pada lapangan tersebut.

---

ABSTRACT
The WR field, which is the target area of the study, is in the bonaparte basin, with the target of jurassic sandstone reservoirs with saturated gas fluid. The reservoir character of the well data indicates the deposition environment of the estuarine region, with blocky sandy type with slight shale inserts. There are prestack 3D seismic data and three well data that have P wave velocity Vp and S wave Vs . In its development there are three methods by utilizing Vp and Vs namely Extended Elastic Impedance EEI 2002 , Poisson Impedance PI 2006 , and Curved Pseudo Elastic Impedance CPEI 2014 . All three methods are applied to seismic and well data to see the comparison in characterizing reservoir on WR field in the form of lateral and vertical lithology and fluid spread. The results obtained from these three methods correlate well with lithology at the angle value of chi for EEI 300 , PI 590 , and CPEI 690 , whereas with fluid obtained chi values correlated with EEI 200 , PI 510 , and CPEI 600 . The highest correlation to the log lithology targets ie log GR and the SW log flu of the three methods is the CPEI method with the correlation of 0.881 for the GR log and 0.604 for the SW log. The vertical of the three methods shows a good reservoir character with high saturation rate of gas. The result of the lateral distribution of the three methods shows the character of the deposition environment in the target reservoir located in the estuarine environment, with the direction from the source of the southeast centered sedimentary sediment, and the result matches the regional geological concept in the field.

Abstrak :
Telah dilakukan penelitian di lapangan "SG" pada Formasi Talang Akar Sub-Cekungan Jambi dengan studi inversi Acoustic Impedance (AI) dan Elastic Impedance (EI) untuk mengkarakterisasi reservoar. Struktur geologi yang berkembang disekitar daerah penelitian merupakan tinggian Sungai Gelam yang memiliki arah timurlaut (NE) - baratdaya (SW) dengan fasies fluvial pada Formasi Lower Talang Akar dan shallow marine pada Formasi Upper Talang Akar. Metode AI yang melibatkan kecepatan gelombang P (VP) dan densitas menjadi kurang sensitif untuk kehadiran fluida. Untuk itu dilakukan metode EI dengan melibatkan kecepatan gelombang P (VP), kecepatan gelombang S (VS), dan densitas sehingga lebih sensitif terhadap kehadiran fluida. Metode AI di lakukan pada data seismik post stack yang diinversi menghasilkan Volume AI untuk mengetahui lithology sedangkan metode EI dilakukan pada data seismik pre-stack dalam bentuk gather yang di mulai dengan super gather, kemudian merubah domain offset menjadi sudut (angle gather) dan menghasilkan data seismik near angle stack dan far angle stack yang selanjutnya diinversi menghasilkan volume EI near dan far untuk mengetahui sebaran fluida gas dengan pemilihan zona gas berdasarkan crossplot hasil inversi EI near dan far. Di dapatkan hasil pada penampang AI, zona sand berada pada nilai 20.500 ft/s*g/cc sampai dengan 29.000 ft/s*g/cc dan hasil crossplot inversi EI near dan far pada zona sand yang berpotensi mengandung gas didapatkan ketika nilai EI far lebih kecil dibandingkan nilai EI near. Sebaran reservoar yang berpotensi mengandung gas berada di sebelah barat daya sampai ke utara daerah penelitian ini. ...... Acoustic Impedance (AI) and Elastic Impedance (EI) inversion study had been done on “SG” field on Talang Akar Formation, Sub-Basin Jambi for reservoir characterization. Geological structure that developed in this study area is a Sungai Gelam high which has North East (NE) – South West (SW) direction with fluvial facies in Lower Talang Akar Formation and also shallow marine facies in Upper Talang Akar Formation. AI method which involve P-wave velocity and density is insensitive to fluid. Thus, EI method which involve P-wave velocity, density and S-wave velocity implemented to made more sensitive to fluid presence. AI method had been done on seismic post stack data which inverted to AI volume to understand lithology of the field while EI method had been done on pre-stack seismic data gather which starts with super gather, then transform offset domain to angle domain and generate seismic near angle stack and far angle stack herein after inverted to generate EI volume near and far to perceive gas fluid distribution by gas zone selection based on crossplot inversion result of EI near and far. The result on AI section, sand zone is on 20,500 ft/s*g/cc up to 29,000 ft/s*g/cc and result of crossplot inversion EI near and far on sand zone, which potentially contain gas, obtained when EI far smaller than EI near. Reservoir distribution and potentially contain gas is on South-West to North of this area.

Abstrak :
Penelitian ini terletak di lapangan X, tepatnya di Jambi. Reservoar gas pada lapangan ini merupakan bagian dari sub cekungan Jambi, dimana litologinya berupa sandstone pada Formasi Air Benakat. Metoda Atribut Dekomposisi Spektral sangat baik untuk mengidentifikasi lapisan tipis berdasarkan parameter frekuensi. Pada penelitian ini menggunakan CWT (Continuous Wavelet Transform) dengan menggunakan wavelet Mexican Hat sebagai wavelet input. Frekuensi dominan dari reservoar gas ditunjukan pada 30 Hz. Metode lain yang digunakan adalah Spectral Ratio yang berfungsi untuk menghitung besar Q Factor. Berdasarkan hasil perhitungan, analisis nilai Q Factor menunjukan nilai yang kecil yaitu 140,75 , pada zona M, 184,89 pada zona N, dan 89,10 pada zona O relatif terhadap zona referensi. Nilai Q Factor yang kecil pada zona reservoar menunjukan koefisien atenuasi yang besar. ...... This research is located in Field X, the South side of Sumatra. Gas Reservoirs in the field were formed at Air Benakat Formation. The spectral decomposition method is very good tool to identify the thin layers based on frequency parameters. In this research, the author using CWT (Continuous Wavelet Transform) with respect to Mexican Hat wavelet type as wavelet. From gas reservoir, it was found the frequency dominant around 30 Hz. Spectral Ratio method is used to estimate Q Factor value. Based on calculation, Q Factor values is 140,75 for M zone, 184,89 for N zone, and 89,10 for O zone, relative to reference zone. Q factor that is small in reservoir, represent a large attenuation.

Abstrak :
Reservoar gas batu pasir pada formasi Arang telah berhasil di karakterisasi dengan mengintegrasikan ketiga metode dari inversi simultan, analisis LMR dan analisis AVO. Karakterisasi difokuskan dalam dua hal yaitu identifikasi litologi dan kandungan fluidanya. Pada studi ini masing-masing metode akan menghasilkan parameter fisis yang sensitif terhadap karakter dari reservoar.Inversi simultan menghasilkan tiga parameter fisis berupa impedansi P (Zp), impednasi S (Zs), dan rasio Vp/Vs. Sementara transformasi LMR akan menghasilkan dua parameter fisis yaitu Mu-rho dan Lamda-rho. Identifikasi litologi dilakukan melalui analisis parameter fisis Mu-rho dan impedansi S sedangkan identifikasi kandungan fluida melalui analisis parameter Lamda-rho, impedansi P, dan rasio Vp/Vs. Analisis AVO dilakukan untuk mengetahui tipe kelas anomali dari gas yang mengisi reservoar melalui analisis gradien. Hasil studi menunjukan parameter Mu-rho dan lamda rho berhasil menggambarkan persebaran reservoar gas batu pasir secara 3D. Hasil impedansi S, impedansi P, dan Vp/Vs juga menujukan indikasi dari reservoar batu pasir di daerah yang sama. Terakhir berdasarkan analisis AVO tipe gas dalam reservoar adalah kelas IIp. ...... Gas sand resrvoir at Arang formation has been characterized by integrating three method from simultaneous inversion, LMR analysis, and AVO analysis.Characterization is focused on two things, litologi identification and fluid content. Each method in this study will produce parameter which sensitive to reservoar character. Simultaneous inversion results three physical parameters P-impedance, S-impedance, and ratio Vp/Vs. Whereas LMR transformation results two parameters, Lamda-rho and Mu-rho. Litology identification is done with Mu-rho and S-impedance analysis while fluid content identification is done with Lamda-rho, P-impedance, and ratio Vp/Vs. AVO analysis has purpose to know anomaly type from gas in reservoar through gradient analysis. This study shows that Mu-rho and Lamda-rho analysis can deliniate Gas Sand Reservoar in 3D form. While S-impdance, P-impedance, and Vp/Vs also indicate gas sand reservoar in the same spot. Finally based on AVO analysis, gas type in reservoar is class IIp.

Abstrak :
Dalam studi ini, dilakukan identifikasi reservoar berdasarkan konsep evaluasi flow unit dan bekerja berdasarkan fungsi bobot dari masing - masing parameter petrofisika. Terdapat tiga data sumur yang digunakan sebagai data utama dalam studi ini. Selain itu juga tersedia data core yang digunakan sebagai pengontrol dari nilai properti petrofisika yang dihasilkan. Inversi AI juga tersedia pada penelitian ini sebagai data utama yang digunakan sebagai pembantu untuk mengidentifikasi dan menginterpretasi litologi bawah permukaan zona prospek. Interpretasi dilakukan pada penampang seismik composite line dan objek dalam studi ini berupa reservoar batupasir yang berada pada Formasi Bekasap, Lapangan X, Sumatera. Studi yang dilakukan meliputi perhitungan nilai properti petrofisika serta analisis formasi berdasarkan evaluasi flow unit. Hasil pemodelan akan menunjukkan bahwa terdapat zona yang memiliki kualitas reservoar yang baik berdasarkan data hasil zonasi flow unit dan ditunjang dengan data hasil analisis Petrofisika.

---

In this study, identification of reservoir in wells based on flow unit evaluation concept, were performed and work on each petrophysical parameter function. There are three wells data used as the main data in this study. Core data is also available as controller of calculated petrophysical property. Accoustic Impedance Inversion is also available as main data to identify and interprete lithology of prospect zone. Interpretation performed on a cross section of seismic composite line and the object in this study is sandstone reservoir located in Bekasap Formation, Sumatra, X Field. Study was conducted on the petrophysical properties and formation permeability analysis based on flow unit evaluation by FZI calculation from permeability and porosity core which is derived from conventional core analysis. Modeling result will show that there are zones that have good reservoar quality according to the result of flow unit zonation and petrophysical analysis.