Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

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 :
Lapangan KX di Cekungan Tarakan Kalimantan Utara memiliki potensi untuk dikembangkan sebagai lapangan gas. Melalui hasil pemboran sumur KX-1 , zona reservoar pada Lapangan KX adalah reservoar batupasir delta. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan karakter reservoar delta dan mendukung dalam pengambilan keputusan pengembangan lapangan.Pada lingkungan reservoar batupasir delta, karakter lingkungan pengendapan yang memiliki banyak variasi adalah sebuah tantangan dalam pengembangan lapangan. Kualitas dan distribusi reservoar batupasir tidak merata pada lingkungan delta. Dengan metode seismik inversi impedansi akustik dan seismik atribut tras komplek , penentuan karakter dari reservoar delta Formasi Tarakan telah berhasil dilakukan. Metode seismik atribut tras komplek dapat menentukan penyebaran batupasir Formasi Tarakan melalui perbedaan frekuensi sesaat. Seismik atribut fase sesaat dan inversi impedansi akustik mampu menggambarkan lingkungan pengendapan saat reservoar Formasi Tarakan diendapkan. Dengan interpretasi penyebaran batupasir dalam frekuensi sesaat dan rekonstruksi lingkungan pengendapan maka dapat ditentukan zona reservoar batupasir Formasi Tarakan yang memiliki kualitas baik dan zona non reservoar. Metode seismik atribut tras komplek dan inversi impedansi akustik dapat menentukan arah pengembangan lapangan KX dengan menggabungkan antara interpretasi geologi delta, interpretasi seismik atribut tras komplek dan inversi impedansi akustik. Dengan penentuan kualitas reservoar batupasir Formasi Tarakan yang memililki nilai 4300-5800 (m/s*g/cm3) dan porositas 20-30% diinterpretasikan sebagai reservoar gas yang layak dikembangkan. Nilai cadangan dari struktur DFY ini mencapai 156.21 BCF. ......KX field in North Borneo Tarakan Basin has the potential to be developed as a gas field. Through the KX-1 well drilling, reservoir zones in the Field KX is a delta sandstone reservoir. This study aims to get the character of reservoir delta and support in decision making field development.In the delta sandstone reservoir environment, which has many variety of depositional enviromnent , is a challenge in the development field. The quality and distribution of reservoir sandstones is uneven in delta environment. With the method of seismic acoustic impedance inversion and complex trace seismic attribute, determining the character of reservoir delta of Tarakan Formation has been successfully carried out.The sandstone reservoir distribution of Tarakan Formation has been deliniated in lateral extent with acoustic impedance interpretation. Depostional environment of sandstone reservoir of Tarakan Formation has been reconstructed by interpretation of complex trace attributes.The integrated interpretation of the instantaneous frequency and the reconstruction of depositional environment can then be determined for sandstone reservoir Tarakan Formation zones that have good quality and separated non-reservoir zones.The direction of development in KX field has been carried out with the integrated interpretation of acoustic impedance inversion and complex trace attributes. Reservoir sandstones that have good quality range in 4300-5800 (m/s*g/cm3) and porosity 20-30%. The initial gas in place reserves are estimated worth 156.21 BCF.

Abstrak :
Lapangan Krisna terletak di bagian barat blok South East Sumatra (SES), Cekungan Sunda. Produksi minyak utama Lapangan Krisna B dan C berasal dari batugamping Formasi Baturaja Unit Baturaja Bawah yaitu LBR. LBR berasosiasi dengan fasies reef, shallow marine deposit, foreslope deposit, dan open marine. Prediksi porositas dari inversi impedansi akustik menjadi tantangan karena tidak mudah untuk memprediksi porositas area porous dan tight dengan resolusi seismik pada puncak buildup LBR berada di bawah tuning thickness. Feasibility analysis menunjukkan impedansi akustik dapat memisahkan litologi batugamping (carbonate) dan batuserpih (shale), dengan nilai impedansi akustik (IA) untuk good reservoir pada LBR adalah 22500-32500 gr/cm3.ft/s, IA< 22500 gr/cm3.ft/s adalah shale, dan IA>32500gr/cm3.ft/s adalah tight carbonate. Nilai impedansi akustik rendah berkorelasi dengan nilai porositas sumur yang tinggi. Pemodelan porositas menggunakan metode Sequential Gaussian Simulation (SGS) dengan impedansi akustik sebagai variabel sekunder kriging. Model porositas dengan keterpengaruhan impedansi akustik 60% menunjukkan korelasi terbaik sebesar 0.73 dengan porositas sumur. Porositas tertinggi berkorelasi dengan asosiasi fasies reef. Peta sebaran porositas LBR nantinya dapat dipakai untuk identifikasi prospek sumur pengembangan lainnya di Lapangan Krisna B dan C. ......Krisna Field is located in the western part of South East Sumatra (SES), Sunda Basin. Main oil production in Krisna B and C Field is from lower baturaja (LBR) formation. LBR interpreted as reef facies association, shallow marine deposit facies association, foreslope deposit facies association and open marine facies association. Porosity prediction from acoustic impedance inversion is challenge since there is not easy to predict the porous and tight zone with resolution of seismic in the crest of LBR buildup is below tuning thickness. Feasibility analysis showed that acoustic impedance could distinguish limestone carbonate from shale, with good reservoir acoustic impedance (AI) value 22500-32500gr/cm3.ft/s, AI<22500gr/cm3.ft/s for shale, and AI>32500gr/cm3.ft/s for tight carbonate. Low acoustic impedance value is correlated with high porosity value from the wells. Porosity modeling used Sequential Gaussian Simulation (SGS) method with acoustic impedance as kriging secondary variable. Porosity model with 60% AI has the best correlation about 0.73 with porosity from wells. The highest porosity is correlated with reef facies association. LBR porosity distribution could be used for infill prospect in Krisna B and C Field.

Abstrak :
Lapangan PS merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Onshore Cekungan Jawa Barat Utara, kegiatan eksplorasi di lapangan PS dimulai pada tahun 1985 ketika sumur eksplorasi TR-1 dibor untuk menguji struktur didaerah utara lapangan, beberapa tahun kemudian sumur deviasi TR-2 dibor berdekatan dengan sumur TR-1 sampai ke tenggara untuk menggambarkan struktur yang sama, kemudian sumur eksplorasi TR-A1 dibor untuk prospek baru di bagian tenggara blok tersebut. Prediksi tekanan pori pada penelitian dilakukan menggunakan data log sonik dengan metode yang dikembangkan oleh Eaton. Hasil perhitungan tekanan pori dalam penelitian ini dikalibrasi dengan data tekanan sumur yaitu data tekanan berat lumpur pengeboran dimana jika terjadi penyimpangan dari trend kurva normal pada data sumur merupakan karakteristik kondisi overpressure. Penelitian ini menggunakan beberapa teknik untuk memperkirakan tekanan pori dalam tiga formasi berbeda yaitu Baturaja, Talang Akar dan Mid Main Carbonate Bagian dari Upper Cibulakan . Proses Conditioning data sudah dilakukan sebelumnya. Normal Compaction Trend NCT dianalisis pada masing-masing formasi karena litologi yang berbeda. Dari proses inversi data seismik post-stack 2D akan menghasilkan penampang AI dan penampang kecepatan, kemudian dianalisis mana yang lebih mempengaruhi perubahan tekanan pori. Dimulai dari analisis sensitivitas berdasarkan crossplot dari masing-masing parameter terhadap tekanan pori, kemudian dibuat model tekanan pori 3D berdasarkan geostatistik untuk melihat distribusi tekanan pori. Langkah akhir akan diterapkan blind test untuk menentukan parameter mana yang lebih baik untuk mendistribusikan tekanan pori, dimana parameter AI memiliki korelasi yang lebih tinggi dibandingkan parameter kecepatan dalam menyebarkan tekanan pori. Hasil analisa ini akan berguna untuk perencanaan program pengeboran selanjutnya di area studi. ......Field is exploration field that located in the onshore of North West Java Basin, exploration activity in PS area was commenced in 1985 when TR 1 exploratory well was drilled to test PS North structure, TR 2 located in the same pad with TR 1 well, was drilled to the southeastern of TR 1 well to delineate the same structure, then TR A1 exploratory well was drilled in a new prospect in the southeastern part of the block. Pore pressure prediction below the surface can be done by using well log or seismic data. Pore pressure prediction in this research are done by using a methods developed by Eaton. The calculation result of pore pressure in this research are calibrated by well pressure data consist drilling mud pressure value over normal trend on the well data is a characteristic feature of overpressure condition. This study uses several techniques to estimate pore pressure in three different formation that is Baturaja, Talang Akar and Mid Main Carbonate Part of Upper Cibulakan using sonic log data and resisivity data. Conditioning data process has been done beforehand. Normal Compaction Trend NCT are analyzed in each formations due to different lithology. From the post stack seismic data 2D inversion process will generate AI section and velocity section, it will be analyzed which one is more affect the pore pressure changes. Starting from sensitivity analysis based on crossploting each parameter to pore pressure to. Then, the blind test will be applied to determine which parameters is better to distribute pore pressure, where AI parameters have a higher correlation than velocity parameters to distribute pore pressure. The result of analysis can be useful to the future drilling program in the study area.

Abstrak :
Lapangan Eka terletak di Cekungan Sumatra Tengah, dengan reservoar berupa batuan sedimen tersier utama yang memproduksi hidrokarbon. Reservoar lapisan tipis ini berada Formasi Bekasap dan dibagi menjadi 3 zona reservoar utama Bekasap A, B, dan C. Karakterisasi reservoir dilakukan untuk mendelineasi distribusi reservoir dalam Formasi Bekasap dengan menggunakan inversi seismik, Inversi Deterministik DI , dan Inversi Geostatistik GI. GI adalah metode simulasi yang menggunakan data seismik, hasil DI, dan data log sumur. GI dapat memisahkan reservoir yang tebal menjadi beberapa lapisan tipis yang ketebalan sebenarnya di bawah ketebalan tuning. Analisis cross plot menunjukkan Impedansi Akustik AI tidak dapat membedakan litologi antara pasir dan serpih dalam Formasi Bekasap. Namun, AI cukup baik dalam memisahkan pasir dan serpih pada Bekasap A dan Bekasap B. Lithologi pasir memiliki nilai impedansi akustik yang berkisar antara 18213 - 25043 gr / cm3 ft / s. Pasir berpori reservoir memiliki parameter cutoff tambahan yang porositasnya total, berkisar antara 0.2649 - 0.4136. Hasil DI mencitrakan hasil blocky pada distribusi batu pasir. Keterbatasan inversi deterministik dalam resolusi vertikal membuatnya sulit untuk membedakan reservoar berlapis tipis dan mengasumsikan lapisan tersebut sebagai satuan tubuh pasir yang tebal. DI juga tidak bisa menyelesaikan masalah non-keunikan. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menggambarkan distribusi reservoir dengan resolusi lebih tinggi. GI diterapkan pada alur kerja inversi. Hasil GI dapat mencitrakan distribusi reservoar berlapis tipis yang DI tidak dapat selesaikan. ......Eka field is located in Central Sumatra Basin, the largest principal Indonesia tertiary sediment basin producing hydrocarbon. Having great potential to produce hydrocarbon, Bekasap Formation were divided into 3 reservoir zones Bekasap A, B, and C. Reservoir characterization was conducted to delineate the distribution of reservoir within Bekasap Formation by generating seismic inversions, Deterministic Inversion DI, and Geostatistic Inversion GI . GI is a simulation method honoring seismic data, DI result, and well log data. The GI can separate the blocky layers of the reservoir into several thin layers which thicknesses are below the tuning thickness. Cross plot analysis showed the Acoustic Impedance AI cannot distinguish lithology between sand and shale in Bekasap Formation. However, AI is was quite good in separating sand and shale on Bekasap A and Bekasap B. The sand lithology has the value of acoustic impedance ranges from 18213 ndash 25043 gr cm3 ft s. The porous sand reservoir has additional parameter cut off which is porosity total, ranging from 0.2649 ndash 0.4136. DI result shows the blocky event on sand distribution. The limitation of deterministic inversion in vertical resolution makes it hard to differentiate the thin bed layers of reservoir which assumes the layers as one thick body sand. DI cannot resolve the non uniqueness matter. The aim of this research is to delineate the distribution of the reservoir with higher resolution. GI is applied to the inversion workflow. GI results in high definition imaging that can highlight the distribution of the thin bed reservoirs which DI cannot.

Abstrak :
Lapangan Kale terletak pada Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan dimana lapangan ini berada pada Blok yang aktif menghasilkan minyak dan gas bumi. Keekonomian atau nilai dari suatu lapangan minyak gas sangat penting dalam rangka pengembangan lapangan tersebut. Sehingga studi integrasi antara geologi dan geofisika mengenai karakterisasi reservoar pada lapangan ini sangat diperlukan. Angka yang didapat dalam hal cadangan akan sangat penting bagi seorang reservoir engineer dalam menentukan keekonomian lapangan tersebut. Berbekal data survey seismik 3D dan 4 sumur eksplorasi studi integrasi geologi dan geofisika ini dijalankan. 3 fase studi utama, yaitu analisa petrofisika, dimana kita dapat mengetahui sifat fisik dari batuan reservoar pada tiap sumurnya di lapangan Kale pembuatan impedansi akustik, dimana didahului dengan analisa rock physic pada data sumur, terlihat jelas bahwa impedansi akustik pada data sumur dapat membedakan 3 jenis litologi yang berkembang pada reservoar sand-A formasi LTAF. Pemodelan geologi, dimana impedansi akustik dan juga data dari analisa petrofisika dipakai sebagai input dalam pemodelan geologi ini. Output dari studi ini akan menghasilkan beberapa peta sebaran reservoar, mulai dari peta sebaran fasies dimana berdasarkan data core sumur Kale-2 reservoar sand-A formasi LTAF diendapkan pada lingkungan transisi/ delta. Peta sebaran porositas, dimana kontrol fasies dipakai dalam mempopulasikan porositas pada reservoar sand- A lapangan Kale. Peta sebaran permeabilitas, di buat berdasarkan persamaan antara porositas dan permeabilitas yang ada pada data core, sehingga nilai permeabilitas pada studi ini didapat dari transformasi porositas- permeabilitas dengan menggunakan persamaan tersebut. ......Kale is Field located at Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin, which is being a part of one of active blocks in Indonesia. Field economic value is the most important thing in order to develop oil and gas field. Integrated geology and geophysics study for reservoir characterization in this field is urgently needed. For reservoir engineer, reserve estimation from geologist will be used to run the economic evaluation in this field. 3D Seismic data and 4 four exploration wells are used in this integrated G G study. Three primary phases is carried out in order to run this study. Petrophysical analysis in each well in Kale field will be evaluated to have all the petrophysical value in A sand reservoir Acoustic impedance cube generated base on rock physic analysis which is acoustic impedance can divided A sand reservoir into 3 three lithology Geological modeling generated with acoustic impedance cube and petrophysical data as the input. The result of this study is presented in reservoir distribution map, such as facies which is controlled by core data from Kale 2 well that showing this reservoir deposited at delta environment. Porosity distribution map generated with facies distribution control. Porosity permeability plot at Kale 2 well have a good equation will be used to transform porosity value to permeability value.

Abstrak :
ABSTRAK
Indonesia merupakan salah satu negara yang memiliki penduduk terpadat di dunia dengan permintaan terhadap sumber energinya yang sangat tinggi. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut maka diperlukan eksplorasi secara mendalam untuk ditemukannya prospek baru. Pada penelitian ini dilakukan interpretasi dengan analisis AVO dan inversi impedansi akustik untuk melakukan identifikasi zona hidrokarbon beserta kemenerusan batuan reservoar. Secara teori respon amplitudo terhadap sudut datang akan mengalami penguatan apabila lapisan tersebut tersaturasi hidrokarbon. Penguatan amplitudo ini disebabkan oleh penurunan impedansi akustik perlapisan reservoar gas dengan lapisan batuan di atas maupun di bawahnya akibat kontras densitas dan kecepatan gelombang antara reservoar dengan lapisan atas atau bawahnya. Inversi seismik adalah sebuah proses perhitungan model impedansi di bawah permukaan yang konsisten terhadap data seismik. Dengan kata lain, proses ini menggunakan data seismik untuk menentukan kondisi geologi yang sebenarnya dan kondisi geologi inilah yang menentukan hasil dari data seismik tersebut. Dengan kombinasi kedua metode ini kita bisa memvalidasi keberadaan hidrokarbon dan melihat kemenerusan batuan reservoar sehingga kita dapat mengestimasi daerah prospek baru jika memang hal ini perlu dilakukan. Berdasarkan hasil pengeboran yang telah dilakukan pada daerah penelitian, dalam penelitian ini digunakan empat sumur, yaitu sumur Krewell dengan status dry hole, Hardwell, Sowell, dan Axwell dengan status oil well. Dari hasil penelitian ditemukan zona hidrokarbon yang mengalami penguatan amplitudo terhadap sudut datang pada zona target dengan metode AVO yang diperkuat dengan analisis sumur dan didapatkan anomali ini berada pada kelas anomali II. Lalu dari hasil inversi impedansi akustik yang dilakukan, dapat dilihat kemenerusan reservoar yang ditandai dengan lingkaran berwarna kuning sebagai indikator potensi daerah pengembangan daerah penelitian.

---

ABSTRACT
Indonesia is one of the most populous country with the very high demand of energy. In order to satisfy this certain condition, deeper explorations are needed to find new prospects. In this research, AVO analysis and acoustic impedance inversion are done to indentify the zone of hydrocarbon along with the continuity of reservoir. Theoritically, the amplitude of seismic reflection increases as the angle of incidence increases when the wave travels through the gaseous layers. It is caused by the impedance contrast between the gaseous layer and the underlying or overlying layer. Seismic inversion is the process of calculation of impedance model in the subsurface consistent with the seismic data. In other words, this process uses the seismic data to determine the real geologic condition. With the combination of these two methods, we can validate the zone of hydrocarbon and determine the continuity of reservoir so that we can estimate the zone of new prospect if needed. According to the well data available, this research uses four well data; Krewell with dry hole status, Hardwell, Sowell, and Axwell with oil well status. The results show that there is the indication of hydrocarbon by looking at the increase of amplitude at target zone as the angle of incidence increases and it is also supported by well data. The results also show that the anomaly is in the Class II anomaly. Subsequently, from the inversion results, we can clearly see the continuity of the reservoir that is shown by the yellow circle as the indicator of new prospects

Abstrak :
Penelitian dilakukan pada reservoir batupasir di Lapangan "Deju" Formasi Talang Akar, Sub Cekungan Ciputat, Jawa Barat Utara. Struktur geologi yang berkembang di daerah penelitian adalah setengah graben dengan fasies pengendapan yang berkembang dari endapan fluvio-delta hingga endapan laut dangkal di puncak formasi Talang Akar. Karakterisasi waduk di lapangan sangat penting terutama dalam menentukan zona prospek waduk yang akan dikembangkan. Oleh karena itu, identifikasi sebaran litologi batuan reservoir dilakukan dengan menggunakan metode inversi seismik post stack dan sifat fisik reservoir menggunakan analisis petrofisika dapat memudahkan interpreter dalam mengkarakterisasi suatu reservoir. Metodologi penelitian meliputi pengolahan data seismik dan wireline logging, interpretasi horizon dan sesar, pembuatan peta struktur waktu, inversi seismik, dan analisis parameter petrofisika. Dengan metode inversi impedansi akustik seismik didapatkan bahwa trend sebaran reservoir batupasir hanya terkonsentrasi disekitar cekungan dengan range nilai impedansi akustik berkisar antara (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). Dalam perhitungan petrofisika diketahui bahwa sumur LL1 dan LL3 memiliki prospek hidrokarbon yang relatif baik, sedangkan sumur LL4 merupakan sumur prospek non hidrokarbon (dry hole). ...... The research was conducted at a sandstone reservoir in the "Deju" Field of the Talang Akar Formation, Ciputat Sub Basin, North West Java. The geological structure that develops in the study area is a half graben with depositional facies that develops from fluvio-deltaic deposits to shallow marine deposits at the top of the Talang Akar formation. Reservoir characterization in the field is very important, especially in determining the zone of the reservoir prospect to be developed. Therefore, identification of reservoir rock lithology distribution is carried out using post stack seismic inversion method and reservoir physical properties using petrophysical analysis can facilitate interpreters in characterizing a reservoir. The research methodology includes seismic data processing and wireline logging, interpretation of horizons and faults, creation of time structure maps, seismic inversion, and analysis of petrophysical parameters. With the seismic acoustic impedance inversion method, it is found that the distribution trend of the sandstone reservoir is only concentrated around the basin with a range of acoustic impedance values ​​ranging from (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). In petrophysical calculations, it is known that LL1 and LL3 wells have relatively good hydrocarbon prospects, while LL4 wells are non-hydrocarbon prospects (dry hole).

Abstrak :
Lapangan “D” merupakan lapangan yang berada di Offshore Delta Mahakam, Cekungan Kutai. Lapangan ini memiliki dua sumur yaitu D-1 dan D-2, data seismik 3-D post-stack, serta data seismik partial stack yaitu near dan far. Berdasarkan data sumur, lapangan ini memiliki reservoir yang bersifat heterogen. Daerah interest pada lapangan ini dibatasi oleh horizon D Atas dan D Bawah. Dengan keadaan lapangan yang seperti ini maka metode yang dianggap tepat untuk melakukan evaluasi terhadap lapangan “D” adalah metode inversi geostatistik dimana metode ini akan menghasilkan gambaran yang lebih detail karena menggunakan pendekatan secara geostatistik dan dilakukan simulasi secara menerus dengan kombinasi metode SGS (Sequential Gaussian Simulastion) dan Bayesian. Dengan kata lain, tujuan dilakukannya penelitian ini adalah mengkarakterisasi reservoir pada zona interest dan mendapatkan model bawah permukaannya dengan menggunakan inversi geostatistik serta membandingkan hasilnya dengan inversi deterministik. Dimana metodenya adalah melakukan inversi impedansi akustik dengan metode geostatistik dan deterministik. Setelah didapatkan penampang impedansi akustik dari metode geostatistik, impedansi akustik sumur dikorelasikan dengan porositas dan densitas  dimana dari korelasi ini didapatkan persamaan empirik yang digunakan untuk menyebarkan porositas dan densitas di penampang impedansi akustik hasil dari inversi geostatistik. Dari hasil inversi diketahui persebaran litologi dimana litologi di zona interest antara lain batu pasir dan shale yang bersifat random dengan sisipan limestone. Ketika membandingkan hasil inversi geostatistik dengan inversi deterministik, hasil inversi geostatistik menunjukkan lapisan yang lebih tipis dibandingkan dengan hasil inversi deterministik dan lebih mendekati secara geologi. Selain inversi, dilakukan analisa fluid factor dengan memanfaatkan data seismik partial-stack dan terlihat adanya amplitudo kuat di zona interest yang merupakan indikasi adanya hidrokarbon. ......“D” field is located in the Offshore of Mahakam Delta, Kuta Basin. This field has two wells, namely D-1 and D-2, 3D seismic data post-stack, also partial-stack seismic data, near and far. Based on well data, this field has random reservoir. The area of interest in this field is limited by D Atas and D Bawah horizons. With this condition, the method that is considered appropriate for evaluating the “D” field is geostatistical inversion method. This method can produce more detailed model because it uses geostatistical approach and continuous simulation with combination of SGS (Sequential Gaussian Simulation) and Bayesian method. In other words, the purpose of this study is to characterize the reservoir in the interest zone and obtain the subsurface model using geostatistic inversion and compare the results with deterministic inversion. First, do inversion for acoustic impedance (deterministic and geostatistic) then correlated acoustic impedance of well log data with porosity and density. From this correlation, the empirical equation is used for distribute the porosity and density in the acoustic impedance section as the result of geostatistic inversion. From the inversion results, it is known that the lithology in the interest zone are sandstone and shale that are distributed randomly with interbedded limestone. The model from geostatistic inversion show thinner layers and closer geologically than the model from deterministic result. In addition, fluid factor is carried out by using partial-stack seismic data and shows strong amplitude in the interest zone which indicates the presence of hydrocarbon.

Abstrak :
Volume properti batuan dari lapangan ‘Y’ pada Cekungan Kutai, Kalimantan Timur telah diprediksi untuk mengkarakterisasi daerah yang berpotensi menjadi reservoir hidrokarbon. Prediksi ini menggunakan metode neural network berdasarkan data masukan yang berupa volume atribut instantaneous amplitude, instantaneous phase, dan instantaneous frequency serta inversi impedansi akustik. Volume properti yang berhasil diprediksi oleh neural network yaitu volume densitas, kecepatan gelombang P, dan porositas efeketif. Satu properti tambahan yaitu kecepatan gelombang S merupakan estimasi dari persamaan Castagna. Berdasarkan volume properti tersebut, didapatkan daerah yang berpotensi menjadi daerah reservoir dengan indikasi fluida hidrokarbon berupa gas yaitu pada horizon slice pada horizon yang berumur Miosen Akhir dengan nilai densitas sebesar 2.1 – 2.25 gr/cc, kecepatan gelombang P berkisar antara 1800 – 2500 m/s, kecepatan gelombang S sekitar 750 -1000 m/s, dan porositas efektif berkisar antara 10 – 15 %. ......The rock property volumes from the 'Y' field in the Kutai Basin, East Kalimantan has been predicted to characterize area that has the potential to become hydrocarbon reservoir. This prediction uses a neural network method based on input data in the form of instantaneous amplitude, instantaneous phase, instantaneous frequency, and acoustic impedance inversion volumes. The volume of properties that are successfully predicted by the neural network is density, P-wave velocity, and effective porosity. One additional property that is the S-wave velocity is an estimation from Castagna equation. Based on those properties, the area has the potential to be a reservoir area with an indication of hydrocarbon fluid in the form of gas, which is at Late Miocene horizon slice with value of density ranges from 2.1 – 2.25 gr/cc, P wave velocity ranges from 1800 - 2500 m/s, wave velocity S ranges from 750 -1000 m/s, and effective porosity ranges from 10 – 15 %.