Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan "GG" berada di Cekungan Sumatra Selatan tepatnya di formasi TalangAkar. di Sub-DAS Palembang Tengah. Daerah Cekungan Sumatra Selatan memiliki prospek hidrokarbon yang cukup besar, terutama dalam pembentukan TalangAkar. Oleh karena itu, sebelum mengetahui apa reservoir hidrokarbon dalam pemodelan facies bidang "GG" perlu dilakukan dengan menggunakan atribut seismik. Formasi ini terdiri dari batupasir, batulanau dan tanah liat yang tersimpan di delta. Batupasir dalam Formasi TalangAkar yang disimpan dalam perangkap membantu mengatasi pelanggaran pesisir. Salah satu informasi dari data seismik yang berguna untuk mengetahui informasi reservoir di lapangan adalah amplitudo. Atribut amplitudo yang digunakan dalam penelitian ini adalah amplitudo RMS. Sedangkan untuk memilih horizon dan kesalahan, atribut varians digunakan untuk menentukan perbedaan lateral dalam impedansi akustik dengan melacak jejak antara variabel-variabel tertentu. Untuk memodelkan facies, metode Sequential Indicator Simulation (SIS) adalah metode berbasis variogram yang dapat mewakili korelasi antara sumur dengan memodelkan kontinuitas spasial antara dua lokasi pada suatu waktu yang akan diketahui menyebar pasir & serpih. Hasil pemodelan ini menghasilkan distribusi pasir & serpihan dan lingkungan pengendapannya yang fluvial dan delta yang dominan yang disesuaikan dengan aplikasi geologi regional dan atribut RMS.

---

ABSTRACK
The "GG" field is in the South Sumatra Basin, precisely in the TalangAkar formation. in the Central Palembang Sub-watershed. The South Sumatra Basin Area has considerable hydrocarbon prospects, especially in the formation of TalangAkar. Therefore, before knowing what the hydrocarbon reservoir in modeling the "GG" field facies needs to be done using seismic attributes. This formation consists of sandstone, siltstone and clay stored in the delta. Sandstones in the TalangAkar Formation kept in traps help to overcome coastal violations. One of the information from seismic data that is useful to find out reservoir information in the field is amplitude. The amplitude attribute used in this study is the RMS amplitude. Whereas to select the horizon and error, the variance attribute is used to determine lateral differences in acoustic impedance by tracking the trace between certain variables. To model facies, the Sequential Indicator Simulation (SIS) method is a variogram-based method that can represent the correlation between wells by modeling spatial continuity between two locations at a time that will be known to spread sand & shale. The results of this modeling produce a distribution of fluvial and delta dominant sand & debris and depositional environments that are adapted to regional geological applications and RMS attributes.

Abstrak :
Analisis potensi shale hidrokarbon dengan pendekatan data geokimia dan interpretasi seismik telah berhasil dilakukan pada lapangan FH, Sub-Cekungan Jambi. Parameter dalam eksplorasi shale hidrokarbon yang mengandung Total Organic Content TOC lebih tinggi dari 1, Indeks Hidrogen HI lebih tinggi dari 100, Vitrinite Reflectance Ro lebih tinggi dari 1,3 untuk dry gas, Net Shale Thickness lebih dari 75, dan kerogen dikelompokkan menjadi tipe I, II atau III. Penelitian ini berlokasi di Sub-Cekungan Jambi, yang terletak di provinsi Jambi, bagian timur pulau Sumatera. Sub-Cekungan Jambi adalah Sub-Cekungan dari Cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan petroleum sistem di wilayah Sub-Basin Jambi, source rock berasal dari bentuk Formasi Lahat berupa Formasi Lacustrine dan Talang Akar berupa terrestrial coal dan coal shale. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dan menganalisis potensi shale hidrokarbon di Sub-Cekungan Jambi. Formasi Talang Akar menjadi fokus penelitian ini. Talang Akar memiliki sumber batuan yang berkisar dari yang baik sampai yang sangat bagus dan sangat potensial mulai dari 1,5 sampai 8 wt TOC di daerah Sub-Cekungan Jambi. Inversi seismik adalah teknik pembuatan model geologi bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai masukan dan data geologi sebagai kontrol. Hasil analisis menunjukkan bahwa nilai TOC berada pada kisaran 0,5 - 1,5 wt dan Ro berada pada kisaran 0,51 - 1,1. Hasil analisi parameter petrofisika menunjukkan nilai porositas di bawah 10 dan saturasi air lebih dari 50. Interpretasi seismic menunjukkan daerah yang memiliki potensi berada pada nilai akustik impedan di atas 7800 m/s g/cc. Berdasarkan peta persebaran akustik impedan, daerah Timur Laut dan Tenggara merupakan daerah dengan potensi shale hidrokarbon yang baik. ......Analysis of the potential of hydrocarbon shale with geochemical data and seismic interpretation has been successfully done in field FH, Jambi Sub Basin. The parameters in the exploration of shale hydrocarbon contains Total Organic Carbon TOC is higher than 1, Index Hydrogen HI is higher than 100, Vitrinite Reflectance Ro is higher than 1.3 for window dry gas, the Net shale Thickness is over 75, and kerogen is classified into type I, II or III. This study are is located in Jambi sub basin, which is situated in the province of Jambi, the eastern part of the Sumatra island. Jambi sub basin is a sub basin of South Sumatra Basin. Based on the petroleum system in the area of Jambi Sub Basin, source rocks derived from the form Lahat Formation lacustrine and Talang Akar Formation in the form of terrestrial coal and coal shale. This study aims to identify and analyze the potential of shale hydrocarbons in the Jambi Sub Basin. Talang Akar Formation is the focus of this study. Talang Akar has a source rock that is ranged from good to excellent and highly potential ranging from 1.5 to 8 wt TOC in Sub Basin area Jambi. Seismic inversion is a technique of making the subsurface geological models using seismic data as an input and geological data as control. Analysis shows that TOC values are in the range of 0.5 ndash 1.5 wt and Ro is in the range of 0.51 ndash 1.1. petrophysic parameter shown that area having porosity less than 10 and water saturation more than 50. Seismic interpretation showing that area interest have acoustic impedance more than 7800 m s g cc. Based on the Acoustic Impedance distribution map, Northeast and Southeast is an area with good shale hydrocarbon potential.

Abstrak :
Lapangan 'HD' merupakan lapangan gas di Cekungan Sunda yang dikembangkan sejak tahun 2006 dan telah membuktikan keberadaan hidrokarbon pada lapisan batupasir Formasi Talang Akar bagian atas. Formasi ini merupakan sedimen sedimen darat yang terendapkan sepanjang aliran sungai purba (paleochannel) berumur Oligosen Atas dan berpotensi sebagai lapisan reservoir yang baik. Aplikasi multi atribut seismik merupakan salah satu teknik yang dipakai dalam mengidentifikasi pola sebaran dan kualitas reservoir sedimen tersebut. Penerapan teknik multi atribut seismik pada Lapangan "HD" menghasilkan 7 atribut kombinasi terbaik yaitu Filter 55/60-65/70, Duadrature Trace, Log (inversion), Filter 35/40-45/50, Derivative, Y-Coordinate, dan Second Derivative dengan koefisien korelasi sebesar 0.612388. Hasil dari sebaran distributary channel pada 4 lapisan reservoir target diinterpretasikan masuk ke dalam lingkungan pengendapan upper delta plain dimana secara kualitas Lapisan Sand-A mempunyai porositas terbaik 18%, Sand-B sebesar 20%, Sand-C bernilai 28%, dan Sand-D sebesar 24%. Sedangkan dari identifikasi kawasan prospek hidrokarbon, Lapisan Sand-A mempunyai 5 kandidat prospek (A1, A2, A3, A4 dan A5), Lapisan Sand-B terdapat 6 kandidat prospek (B1, B2, B3, B4, B5 dan B6), Lapisan Sand-C mempunyai 5 kandidat prospek (C1, C2, C3, C4 dan C5), serta Lapisan Sand-D terdapat 7 prospek (D1, D2, D3, D4, D5, D6 dan D7). Hasil perhitungan sumberdaya hidrokarbon keempat lapisan reservoir didapatkan original oil inplace Sand-A sebesar 1,63 mmscf, Sand-B sebesar 2,47 mmscf, Sand-C sebesar 0,7 mmscf, dan Sand-D sebesar 7,07 mmscf.

---

"HD" fields is a gas field in Sunda Basin, it developed since 2006. The hydrocarbon existence in this field is proven at sandstone layers of the Upper Talang Akar Formation. Upper Talang Akar Formation is a terrestrial sediments, which is deposited along the ancient river (paleochannel) of Upper Oligocene age and this formation is potential to be a good reservoir. Multi attribute seismic application is a techniques used to identify the patterns of distribution and reservoir sediments quality. The application of multi attribute seismic techniques in the "HD" field produce 7 best attributes combination, they are Filter 55/60-65/70; Duadrature Trace; log (inversion); Filter 35/40-45/50; Derivative; YCoordinate; and second derivative with correlation coefficient 0.612388. The result of the distributary channel in the 4 layers reservoir target are interpreted into the upper delta plain deposition environment. Sand-A layer has the best porosity about 18%, Sand-B by 20%, Sand-C around 28%, and Sand-D approximately 24%. Whilst the hydrocarbon prospect identification of the region, Sand-A layer have 5 prospects candidate (A1, A2, A3, A4, and A5), Sand-B layer have 6 prospects candidate (B1, B2, B3, B4, B5, and B6), Sand-C have 5 prospects candidate (C1, C2, C3, C4, and C5), and Sand-D have 7 prospects candidate (D1, D2, D3, D4, D5, D6, and D7). The results of hydrocarbon resources calculation from reservoir layer obtained original oil inplace. Sand-A layer has 1,63 mmscf, Sand-B 2,47 mmscf, Sand-C 0,7 mmscf, and Sand-D 7,07 mmscf.

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 :
Cekungan Sunda merupakan salah satu cekungan sedimen yang memiliki potensi cadangan minyak bumi dan gas tepatnya pada Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan eksplorasi dan produksi pada cekungan ini, dibutuhkan studi yang melibatkan bidang geologi untuk menemukan dan mengembangkan potensi baru. Metode yang akan dibawakan pada penelitian ini adalah dengan menggunakan data batuan inti dan data sumur. Kedua data tersebut dapat digunakan dalam mengkarakterisasi batuan penyusun dari reservoar daerah penelitian. Analisis yang digunakan untuk mengkarakterisasi batuan reservoar daerah penelitian yaitu analisis fasies yang didapatkan dari data batuan inti yang akan digunakan sebagai validasi terhadap interpretasi data sumur atau elektrofasies. Analisis sikuen stratigrafi juga diterapkan untuk mengetahui lapisan batuan yang memiliki korelasi dalam aspek kesamaan waktu dalam proses pengendapannya. Hasil penelitian menunjukkan bahwa daerah penelitian dapat dibagi menjadi beberapa elemen yang terendapkan pada braided dan meandering system. Analisis sikuen stratigrafi menunjukkan bahwa daerah penelitian dapat dibagi menjadi beberapa system tract berdasarkan karakteristik elemen channel dan perubahan sistem pengendapan. Object based modeling dapat memodelkan secara baik bagaimana hubungan antara sistem pengendapan dengan sikuen stratigrafi secara tiga dimensi. ......The Sunda Basin is one of the sedimentary basins that holds potential oil and gas reserves, particularly within the Talang Akar Formation. To maximize exploration and production in this basin, a geological study is needed to discover and develop new potentials. The method presented in this research involves the use of core data and well data. Both data types can be utilized to characterize the constituent rocks of the reservoir in the study area. The analysis used to characterize the reservoir rocks in the study area is facies analysis obtained from core data, which will be used for validation against the interpretation of well data or electrofacies. Sequence stratigraphy analysis is also applied to identify rock layers that have correlations in terms of time equivalence during the deposition process. The research results indicate that the study area can be divided into several elements deposited within braided and meandering systems. Sequence stratigraphy analysis shows that the study area can be divided into several system tracts based on the characteristics of channel elements and changes in the depositional system. Object-based modeling can effectively represent the three-dimensional relationship between the depositional system and sequence stratigraphy.

Abstrak :
ABSTRACT
South and Central Palembang Sub-basins have shale hydrocarbon which are considerably promising in the Talang Akar and Lemat/Lahat Formations. Seismic interpretation results shows potential of shale hydrocarbon scattered in several areas around the Rukam-l, Kemang-l, SInga-l and Tepus'l wells. Generally, thermal modelingg results indicate early maturity of oil on the value of Ro= 0.6% at about 2000m depth (h), the oil generation value Ro=(0.7-0.9)% at between (2200 £ h<3100)m depth and the oil generation Ro values between (0.9-1.2)% at a depth between (3100-3500m, Talang Akar and Lahat/Lemat Formations have a shallow marine depositional environment with Type II/III kerogen and lacustrine with Type III kerogen respectively. Based on advanced seismic data processing (seismic attributes and spectral decomposition) these areas are expected to have TOC>value2%. The calculation (P-50) of potential unconventional oil and gas recources at Talang Akar and Lahat/Lemat Formations is estimated to be fairly large (up tp 4200 MMBOE)

(Author)

Abstrak :

Daerah penelitian merupakan suatu struktur penghasil hidrokarbon konvensional yang terletak di bagian tenggara Cekungan Sumatra Selatan dan di bagian baratlaut tinggian lampung. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi  potensi  shale hidrokarbon  pada daerah tersebut. Evaluasi shale hidrokarbon dilakukan pada tiga sumur, sumur X-1, X-2 dan X-3 dengan target pada formasi Talang Akar Atas. Evaluasi berdasarkan analisis geokimia, petrofisika, dan interpretasi seismik. Analisis geokimia menghasilkan bahwa shale formasi target memiliki material organik yang cukup berpotensi dan juga matang. Hidrokarbon yang dihasilkan berupa minyak. Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan model TOC dan brittleness index. Pemodelan TOC dilakukan dengan 4 metode yaitu Schmoker, Passey, Multi Regresi Linier, dan Neural Network. Dari keempat metode tersebut,Neural Network yang menghasilkan data paling baik. Korelasi yang didapat pada sumur X-1 adalah 0.96 dan 0.84 untuk sumur X-3. Berdasarkan nilai brittleness index, Sumur X-1 memiliki shale yang bersifat less ductile – less brittle sementara sumur X-2 dan X-3 memiliki shale yang bersifat less brittle. Sumur X-1 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 2054 – 2081 m dengan ketebalan 27 m dengan rentang nilai brittleness 0.3 – 0.34 dan rentang TOC 2.0 – 4.4 wt% serta impedansi akustik 7200-9900 gr/cc*m/s. Sumur X-3 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 1461-1487 dengan ketebalan 26 m dengan rentang TOC 1.8 – 3.94 wt% dan brittleness index berkisar 0.35-0.44, dan impedansi akustik 9197 - 10964 gr/cc*m/s. Shale yang berpotensi menjadi shale hidrokarbon tersebar pada daerah sekitar sumur X-2 dengan nilai brittleness sekitar 0.38-0.4 yang termasuk sifat less brittle dan TOC dengan nilai sekitar 3 wt%.

---

The research area is a structure that produce conventional hydrocarbon located in the southeastern part of the South Sumatra Basin and in the northwest part of the Lampung highlands. This study aims to evaluate the shale hydrocarbon potential in the area. Evaluation of shale hydrocarbons was carried out on three wells, X-1, X-2 and X-3 wells with target in the Upper Talang Akar formation. Evaluation based on geochemical analysis, petrophysics, and seismic interpretation. Geochemical analysis produces that the target shale formation has quite potential and mature organic material. The hydrocarbons produced are oil. Petrophysical analysis is performed to obtain the TOC model and brittleness index. TOC modeling is done with 4 methods, namely Schmoker, Passey, Multi Linear Regression, and Neural Network. Based on  the four methods, the Neural Network produces the best data. The correlation obtained in X-1 wells is 0.96 and 0.84 for X-3 wells. Based on the brittleness index value, X-1 wel has a shale that is less ductile - less brittle while X-2 and X-3 wells have less brittle shale. The X-1 well has a hydrocarbon shale potential at a depth of 2054 - 2081 m with a thickness of 27 m with a range of 0.3 - 0.34 brittleness and TOC 2.0 - 4.4 wt% and acoustic impedance 7200-9900 gr / cc * m / s. The X-3 well has shale hydrocarbon potential at a depth of 1461-1487 with a thickness of 26 m with a range of TOC 1.8 - 3.94 wt% and brittleness index ranging from 0.35-0.44, and acoustic impedance 9197 - 10964 gr / cc * m / s. The distribution of shale which has the potential to become shale hydrocarbons is around the X-2 well with the value of brittleness is around 0.38-0.4 (less brittle) and the value of TOC is around  3 wt%.  

Abstrak :
Daerah "Handayani" berada di Cekungan Sumatera Selatan dengan salah satu reservoar hidrokarbon adalah batupasir Formasi Talang Akar dengan ketebalan antara 8-20 meter yang berada dibawah ketebalan tuning seismik. Pada beberapa sumur di daerah penelitian, Formasi Talang Akar yang memiliki litologi batupasir telah terbukti produktif berisi hidrokarbon. Berdasarkan analisa plot uji silang pada beberapa sumur, parameter P-Impedance dan Gamma Ray tidak dapat digunakan untuk memisahkan lithologi batu pasir dan batu lempung daerah penelitian. Dekomposisi Spektral dilakukan dengan metode Constant Bandwidth (FFT) dan Constant Q (CWT). Analisa frekuensi dilakukan pada rentang frekuensi antara 10-40 Hz dimana kedua metode ini menghasilkan anomali low frequency shadow zone pada frekuensi 15Hz. Anomali disebabkan oleh adanya efek tuning pada lapisan tipis Talang Akar. Perhitungan gradien frekuensi dilakukan pada hasil dekomposisi spektral Constant Q (CWT) untuk mendapatkan gambaran penyebaran reservoar batupasir Talang Akar. Hasil gradien frekuensi dapat digunakan untuk melakukan estimasi ketebalan batupasir Talang Akar setelah dilakukan crossplot dengan net thickness pada sumur dengan angka korelasi 0.54. Penyebaran batupasir Talang Akar berada di daerah Selatan dan tenggara daerah penelitian.

---

"Handayani" area situated at South Sumatera Basin and below tuning thickness Talang Akar Formation sandstone reservoar as study objective. TAF sandstone reservoir in several wells within study area were proven as hydrocarbon producer wells. Based on cross plot analysis on several wells, P-Impedance and Gamma Ray parameter are not working in order to separate sandstone and shale lithology within study area. Constant Bandwidth (FFT) and Constant Q (CWT) were conducted as spectral decomposition method. Frequency analysis were conducted at frequency range between 10-40 Hz which both method were showing low frequency shadow zone anomaly at 15Hz frequency. This anomaly occurred from Talang Akar thin bed layer as tuning effect. Talang Akar thickness estimation has been conducted using frequency gradien approach from Constant Q (CWT) spectral decomposition results and bring fair correlation with net sand thickness of 0.54. Talang Akar sandstone reservoar distributed along south and southeastern flank of Handayani area.

Abstrak :
Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi reservoar dan batuan induk untuk mengetahui persebaran distribusi reservoar formasi Talang-Akar cekungan Sumatera Selatan. Penelitian ini berdasarkan integrasi data geofisika, geologi dan petrofisika. Tujuan penelitian ini untuk mengetahui karakteristik reservoir dan batuan induk Lapangan studi, membedakan reservoir dan batuan induk dalam satu formasi yaitu formasi Talang Akar, serta mengetahui persebaran net pay lapisan reservoir dan batuan induk. Metode yang digunakan adalah integrasi geofisika, geologi dan petrofisika, yang meliputi interpretasi data seismik menggunakan peta struktur waktu dan kedalaman, inversi seismik post-stack, kecepatan interval, interpretasi geologi meliputi analisa sturktur dan sesar, dan pengolahan data petrofisika dengan menginterpretasi data log sumuran yang menembus Formasi Talangakar yang mengandung hidrokarbon minyak dan gas. Berdasarkan interpretasi seismik, didapat penarikan 4 horison, yaitu Top Lapisan I, Top Lapisan D, Top Lapisan A dan Top Lapisan BRF, yang kemudian dilakukan pemetaan bawah permukaan pada lapisan A dan I untuk mengetahui perkembangan struktur di Daerah Penelitian. Berdasarkan interpretasi geologi, pemerangkapan di Daerah Penelitian berupa struktur antiklin berarah baratdaya-timurlaut yang dibatasi oleh patahan normal pada bagian baratdaya dan tenggara struktur Daerah Penelitian. Berdasarkan analisa petrofisika, reservoir yang utama pada lapangan penelitian, adalah lapisan A dengan kedalaman 1375 m dan ketebalan antara 2 ndash; 8.3 meter. Sedangkan dengan menggunakan data validasi yaitu menggunakan data side wall core sumur TMB-11, lapisan yang berpotensi sebagai batuan induk berkisar 1512 m yang equivalen dengan lapisan I yang memiliki nilai net-pay atau ketebalan batuan pasir yaitu 1,98 meter. Sehingga dapat dilakukan pembedaan daerah penelitian bahwa terdapat satu reservoir yang utama yaitu lapisan A dan batuan induk I pada formasi Talang Akar.

---

Reservoir and source rock characterization has been performed to deliniate the reservoir distribution of Talang akar Formation South Sumatra Basin. This study is based on integrated geophysics, geology and petrophysical data. The aims of study is to determine the characteristics of the reservoir and source rock, to differentiate reservoir and source rock in same Talang Akar formation, to find out the distribution of net pay reservoir and source rock layers. The method of geophysical included seismic data interpretation using time and depth structures map, post stack inversion, interval velocity, geological interpretations included the analysis of structures and faults, and petrophysical processing is interpret data log wells that penetrating Talangakar formation containing hydrocarbons oil and gas. Based on seismic interpretation, obtained of the four horizons, those are Top Layer I, Top Layer D, Top Layer A and Top Layer BRF, which then perform subsurface mapping on Layer A and Layer I to determine the development of structures in the Regional Research. Based on the geological interpretation, trapping in the form of regional research is anticline structure on southwest northeast trending and bounded by normal faults on the southwest and southeast regional research structure. Based on petrophysical analysis, the main reservoir in the field of research, is a layer 1,375 m of depth and a thickness 2 to 8.3 meters. While using data validation that used side wall core data of the well TMB 11, the layer as a potential source rock ranging of depth from 1,512 m which is equivalent to the layer I that has a net pay thickness of sand 1.98 meters. It can distinguish the main research areas of reservoirs and rock layers of A and layer I in Talang Akar formation.