Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
[ABSTRAK
Area penelitian merupakan struktur pengembangan pada bagian timur struktur ?Sulis?dengan luas area sekitar 3 km2 dan merupakan kompartemenisasi batupasir. Perbedaan batas minyak air pada sumur-sumur existing mengindikasikan adanya perbedaan facies dan lingkungan pengendapan dari batu pasir. Terbatasnya jumlah sumur produksi serta data geologi pada area penelitian ini yang dapat memperkirakan penyebaran hidrokarbon secara lateral dan perubahan facies batupasir dapat menyebabkan suatu potensi kegagalan dalam memperoleh kandungan hidrokarbon pada pemboran sumur-sumur pengembangan di struktur ?Sulis? ini. Tesis ini membahas metode analisa untuk dapat memperkirakan zona penyebaran hidrokarbon serta perkiraan jenis kandungannya. Perkiraan dari sebaran zona hidrokarbon adalah berdasarkan analisa dari kontras perubahan nilai poisson?s ratio yang tinggi serta adanya respon anomali seismik pada area penelitian. Nilai poisson?s ratio pada kisaran 0.1-0.2 diperkirakan merupakan jenis kandungan gas dan kisaran 0.2 ? 0.3 merupakan jenis kandungan minyak. Data-data yang digunakan berupa data seismik 3D prestack gather dari struktur ?Sulis?, log sonic dan log density sumur acuan X-63 dan diproses menggunakan software Hampson Russell. Analisa AVO ini dilakukan dengan metode forward modelling yang meliputi poses Fluid Replacement Modelling, perhitungan perubahan nilai skala poisson?s ratio serta analisa Amplitude Versus Offset. Hasil analisis yang berupa peta perubahan nilai poisson?s ratio serta respon seismik berupa anomaly amplitude telah dapat digunakan untuk mengidentifikasi zona penyebaran hidrokarbon pada area penelitian di struktur ?Sulis?.

---

ABSTRACT
The area of study is development structure at the east of ?Sulis?structure with 3km2 of wide. This area consist of sandstone compartement with variation of deposition environment. The diference of oil water contact at the existing wells were indicated different of sandstone facies and deposition environment. The limitation of production wells and geology data to estimate lateral hydrocarbon distribution and sandstone facies in this area will be a failure risk potential in drilling wells development at?Sulis?structure. The topic of this thesis is discussed about the methode analysis to predict about the distribution and type of hydrocarbon. The estimation of hydrocarbon distribution zone is base on high contrast of poisson?s ratio changed and seismic anomali respons in the area study. The value of Poisson?s ratio in the range 0.1 ? 0.2 is estimated of gas type and in range 0.2 ? 0.3 is estimated of oil type. 3D seismic prestack gather of?Sulis?structure, sonic and density log of existing X- 63 well was used in processing analysis with Hampson Russell software. The AVO analysis is include forward modelling methode, fluid replacement modelling, scaled poisson?s ratio changed and amplitude versus offset. The analysis result of scaled poisson?s ratio changed and amplitude anomalies respons has identified the distribution zones and type of hydrocarbon in area study of ?Sulis? structure.;The area of study is development structure at the east of ?Sulis?structure with 3km2 of wide. This area consist of sandstone compartement with variation of deposition environment. The diference of oil water contact at the existing wells were indicated different of sandstone facies and deposition environment. The limitation of production wells and geology data to estimate lateral hydrocarbon distribution and sandstone facies in this area will be a failure risk potential in drilling wells development at?Sulis?structure. The topic of this thesis is discussed about the methode analysis to predict about the distribution and type of hydrocarbon. The estimation of hydrocarbon distribution zone is base on high contrast of poisson?s ratio changed and seismic anomali respons in the area study. The value of Poisson?s ratio in the range 0.1 ? 0.2 is estimated of gas type and in range 0.2 ? 0.3 is estimated of oil type. 3D seismic prestack gather of?Sulis?structure, sonic and density log of existing X- 63 well was used in processing analysis with Hampson Russell software. The AVO analysis is include forward modelling methode, fluid replacement modelling, scaled poisson?s ratio changed and amplitude versus offset. The analysis result of scaled poisson?s ratio changed and amplitude anomalies respons has identified the distribution zones and type of hydrocarbon in area study of ?Sulis? structure., The area of study is development structure at the east of ?Sulis?structure with 3km2 of wide. This area consist of sandstone compartement with variation of deposition environment. The diference of oil water contact at the existing wells were indicated different of sandstone facies and deposition environment. The limitation of production wells and geology data to estimate lateral hydrocarbon distribution and sandstone facies in this area will be a failure risk potential in drilling wells development at?Sulis?structure. The topic of this thesis is discussed about the methode analysis to predict about the distribution and type of hydrocarbon. The estimation of hydrocarbon distribution zone is base on high contrast of poisson?s ratio changed and seismic anomali respons in the area study. The value of Poisson?s ratio in the range 0.1 ? 0.2 is estimated of gas type and in range 0.2 ? 0.3 is estimated of oil type. 3D seismic prestack gather of?Sulis?structure, sonic and density log of existing X- 63 well was used in processing analysis with Hampson Russell software. The AVO analysis is include forward modelling methode, fluid replacement modelling, scaled poisson?s ratio changed and amplitude versus offset. The analysis result of scaled poisson?s ratio changed and amplitude anomalies respons has identified the distribution zones and type of hydrocarbon in area study of ?Sulis? structure.]

Abstrak :
ABSTRAK
Presenting seismic data in probability form is common practice in order to assess the uncertainty in hydrocarbon prospecting. It gives interpreters the ability to measure how sure they are about prospect they dealing with by looking at most probable value. In another side pre-stack data is now commonly available; it changes the paradigm about seismic inversion from just post-stack inversion turn into pre-stack inversion. The reason is obvious, by inverting pre-stack data will allow interpreter to obtain not only lithology information but fluid as well. The Bayes’ Rule is extension of conditional probability, it has been utilizes in many disciplines such us remote sensing, broadcasting, marketing and medical science to support in decision making. Bayes’ Rule is used to revise a probability value based on additional information that is later obtained. The same concept can also be applied to help decision making in hydrocarbon prospect evaluation where the output of pre-stack inversion can be transformed to probability volume supervised by well log data. This study uses P-Impedance and VP/VS as inputs because their combination is good indicator of lithology and hydrocarbon. Using Menampilkan data seismic dalam bentuk probabilitas merupakan cara yang umum dilakukan untuk mengikutsertakan informasi ketidak-pastian dari pekerjaan pemetaan prospek hidrokarbon. Hal tersebut memberikan interpreter peluang untuk mengukur seberapa yakin mereka terhadap prospek yang sudah dibuat dengan memanfaatkan informasi nilai “most-probable”. Pada sisi lain, ketersediaan pre-stack data sudah sangat umum dijumpai sehingga hal ini merubah cara pandang terhadap inversi seismic yang semula hanya dilakukan terhadap data post-stack menjadi inversi pre-stack. Hal tersebut memang beralasan karena dengan inversi pre-stack, interpreter tidak hanya dimungkinkan mendapatkan informasi litologi namun juga informasi tentang fluida. Aturan Bayes adalah merupakan bentuk lain dari probabilitas terkondisi, aturan ini telah banyak dimanfaatkan oleh berbagai disiplin ilmu seperti penginderaan jauh, peramalan cuaca, pemasaran dan ilmu medis untuk membantu dalam meminimalkan resiko saat pengambilan keputusan. Hal yang sama juga bias kita terapkan pada bidang ilmu bumi dimana keluaran dari proses inversi pre-stack dapat ditransformasi menjadi bentuk volum probabilitas dengan supervisi data sumuran. Penelitian ini menggunakan P-impedance dan VP/VS sebagai input karena kombinasi keduanya merupakan indikator yang baik untuk memisahkan litologi maupun hidrokarbon. Dengan menggunakan supervisi dari data sumuran kedua volume tersebut kemudian di transformasi menjadi bentuk kelas most-probable: (1) shale, (2) wet sand, (3) compacted sand, dan (4) hydrocarbon sand.

---

ABSTRACT
Presenting seismic data in probability form is common practice in order to assess the uncertainty in hydrocarbon prospecting. It gives interpreters the ability to measure how sure they are about prospect they dealing with by looking at most probable value. In another side pre-stack data is now commonly available; it changes the paradigm about seismic inversion from just post-stack inversion turn into pre-stack inversion. The reason is obvious, by inverting pre-stack data will allow interpreter to obtain not only lithology information but fluid as well. The Bayes’ Rule is extension of conditional probability, it has been utilizes in many disciplines such us remote sensing, broadcasting, marketing and medical science to support in decision making. Bayes’ Rule is used to revise a probability value based on additional information that is later obtained. The same concept can also be applied to help decision making in hydrocarbon prospect evaluation where the output of pre-stack inversion can be transformed to probability volume supervised by well log data. This study uses P-Impedance and VP/VS as inputs because their combination is good indicator of lithology and hydrocarbon. Using training set from well log the volumes then transformed into four most probable classes: (1) shale, (2) wet sand, (3) compacted sand, and (4) hydrocarbon sand.

Abstrak :
Interpretasi struktur dari data seismik pre stack, pada hasil migrasi kedalaman selalu bergantung kepada stack full-offset, dengan alasan adanya keuntungan peningkatan rasio S/N akibat proses stacking. Akan tetapi, pada area dengan struktur geologi yang komplek ( sebagai contoh, kubah garam), berdasarkan hasil pengamatan kita bisa menyimpulkan bahwa stacking dengan data full-offset bisa menghasilkan image yang kandungan rasio S/N lebih rendah dari hasil partial stacking data sudut image di bawah permukaan. Migrasi adalah suatu proses yang berfungsi untuk menghilangkan efek dari penjalaran gelombang pada data seismic. Common Reflection Angle Migration (CRAM) merupakan salah satu tehnik migrasi yang berdasarkan konsep multiarrival, migrasi yang bekerja berdasarkan ray tracing, menggunakan seluruh bagian gelombang dalam aperture yang terkontrol. Tidak seperti metode konvensional ray tracing, pada kasus ini ray tracing dilakukan dari titik imaging (dari segala arah, termasuk turning rays) naik menuju permukaan, membentuk suatu sistem yang berfungsi memetakan rekaman data seismik dipermukaan menjadi sesuatu yang dikenal sebagai Local Angle Domain (LAD) pada titik imaging. Prosedur ini bekerja berdasarkan iluminasi yang uniform dari segala arah pada titik image, memastikan bahwa semua sinar datang akan menjadi bahan perhitungan sementara keaslian amplitudo dan fase terjaga. Sistem ini memiliki kemampuan ekstraksi suatu informasi dengan resolusi yang baik mengenai model bawah permukaan. Objek yang memiliki struktur yang menerus hingga ke permukaan keberadaannya masih dapat terdeteksi, walaupun terletak dibawah struktur geologi yang komplek. Karena berorientasi pada target, menyediakan secara langsung, image reservoir dengan resolusi tinggi dan informasi lainnya dalam batasan sumur. ......The structural interpretation of pre stack depth migrated seismic data has traditionally relied on full-offset stacks, attempting to take advantage of the stacking process to generate a high signal- to-noise ratio. However, in complex velocity environments (for example, subsalt), our observations suggest full-offset stacking can result in a lower signal-to-noise ratio than a partial stack of subsurface angle data. Migration is a process which removes the effects of wave propagation from seismic data. Common Reflection Angle Migration (CRAM) is one of migration technique which is a multi-arrival, ray-based migration that uses the whole wavefield within a controlled aperture. Unlike conventional ray-based imaging methods, the ray tracing is performed from image points (in all directions, including turning rays) up to the surface, forming a system for mapping the recorded surface seismic data into the Local Angle Domain (LAD) at the image points. The system enables extraction of high-resolution information about the subsurface model. Continuous structure surfaces, can be detected, even below complex geological structures. It is a target-oriented system, providing direct, high-resolution reservoir imaging, and high-resolution information in the vicinity of wells.

Abstrak :
Lapangan Salemba dan Depok adalah lapangan gas yang berada di daerah Selat Madura. Pada dua sumur eksplorasi telah ditemukan akumulasi hidrokarbon gas pada Formasi Lidah yang berumur Plio-Pleistocene. Formasi Lidah didaerah studi ini diinterpretasikan sebagai sistem pengendapan channel. Permasalahan yang muncul dalam menganalisa data seismik untuk mengetahui geometri dari channel sendiri adalah adanya lapisan tipis yang tidak terdeteksi dan batas kontinuitas pelapisan yang kurang jelas. Oleh karena itu, diperlukan metode yang lebih baik untuk analisa data seismik agar masalah tersebut dapat diatasi. Dalam tesis ini, analisa data seismik metode dekomposisi spektral dengan algoritma Continuous Wavelet Transform (CWT) digunakan karena hasilnya dapat memberikan gambaran yang lebih baik dalam penyebaran ketebalan dan diskontinuitas geologi. Selain itu juga digunakan metode inversi seismik untuk mengetahui penyebaran impedansi akustik yang merupakan sifat fisis batuan. Hasil studi ini menunjukkan bahwa metode dekomposisi spektral dan inversi seismik telah berhasil membantu dalam mendeliniasi geometri channel Formasi Lidah. Penampang dekomposisi spektral merepresentasikan ketebalan dan diskontuniuitas geologi dari reservoir batupasir Formasi Lidah. Distribusi frekuensi pada reservoir direpresentasikan pada nilai frekuensi 10, 20, dan 30 Hz. Pada inversi seismik, penampang impedansi akustik merepresentasikan litologi bawah permukaan. Distribusi impedansi akustik pada reservoir mempunyai nilai rata-rata 15000 - 19700 ((ft/s)*(g/cc)), sedangkan pada non-reservoir mempunyai nilai impedansi akustik lebih dari 19700 ((ft/s)*(g/cc)). ......Salemba and Depok fields are a gas field which located in the Madura Strait. Two exploration wells have been discovered hydrocarbons accumulation of gas in the Lidah Formation aged Plio-Pleistocene. Lidah Formation in the study area was interpreted as channel depositional environment. The problem that then arises in analyzing seismic data to predict the channel geometry is undetected thin layer and unclear reservoir continuity. Therefore, the better method to analyze the seismic data is needed to solve the problem. In this thesis, seismic data analysis spectral decomposition method with Continuous Wavelet Transform (CWT) is used because the results can provide a better map of the thickness distribution and geological discontinuities. This thesis is also used seismic inversion method to know the acoustic impedance distribution as the physical properties of rocks. The result of this study shows that the spectral decomposition method and seismic inversion has helped to delineate the channel geometry of Lidah Formation. The section of spectral decomposition represents thickness and geological discontinuity in Lidah Formation. Frequency distribution in the reservoir has an average of 10, 20, and 30 Hz. In the seismic inversion, the section of acoustic impedance represents the subsurface lithology. Acoustic impedance distribution in the reservoir has an average of 15,000 - 19,700 ((ft/s)*(g/cc)), whereas in nonreservoir having an acoustic impedance more than 19,700 ((ft/s)*(g/cc)).

Abstrak :
Wilayah Kerja West Kampar terletak di cekungan Sumatera Tengah, yang sudah terbukti sebagai proven basin. Struktur Pendalian terletak di dalam area West Kampar dan status saat ini adalah produksi dengan kapasitas produksi kurang lebih 900BOPD. Kandungan minyak yang diproduksi diperoleh dari formasi Sihapas. Dalam penelitian ini dilakukan inversi simultan untuk menghasilkan Ip, Is dan vp/vs untuk melihat persebaran litologi dan fluida pada reservoar Sihapas. Pemodelan awal dengan input frekuensi difilter pada high pass 10 Hz dan high cut 15 Hz, dan parameter inversi untuk memperoleh tren garis regresi linear diperoleh harga k:2,67; kc: -17,59; m: 0,27 dan mc: -1,77 Dari penelitian menunjukkan bahwa pada penampang seismik lintasan 59 (antara CDP 1421-1454) pada klosure tinggian disekitar sumur Pendalian-3 diperoleh nilai Ip = 12000 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning dan Is =1208 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning cenderung orange. Dengan membandingkan kecepatan vp/vs yang memiliki nilai antara 2-3 dapat diprediksi sebagai batuan reservoar yang berasosiasi minyak. ...... West Kampar working area is located in the Central Sumatra basin, which has been proven as a proven basin. Pendalian structure is located in the West Kampar area and the current status is a production and the production capacity approximately 900BOPD. The content of the produced oil derived from Sihapas Formation. This research be carrying out simultaneous inversion specifically analyzes the velocity ratio vp / vs to see the lithology and fluid distribution in the Sihapas reservoir. Initial modeling with the input frequency high pass filtered at 10 Hz and 15 Hz high cut, and parameter inversion to obtain the linear regression trend line obtained k price: 2,67; kc: -17.59; m: 0.27 and mc: - 1.77 Of the study showed that the seismic track 59 (the CDP 1421-1454) on closure heights around the well Pendalian-3 obtained value Ip = 12000 (ft/s) * (gr/cc) are shown in yellow and Is = 1208 (ft/s) * (gr/cc), which is indicated by the yellow color tends to orange. By comparing the speed of vp/vs which has a value between 2-3 can be predicted as the associated oil reservoir rocks.

Abstrak :
ABSTRAK
Menampilkan data seismic dalam bentuk probabilitas merupakan cara yang umum dilakukan untuk mengikutsertakan informasi ketidak pastian dari pekerjaan pemetaan prospek hidrokarbon Hal tersebut memberikan interpreter peluang untuk mengukur seberapa yakin mereka terhadap prospek yang sudah dibuat dengan memanfaatkan informasi nilai ldquo most probable rdquo Pada sisi lain ketersediaan pre stack data sudah sangat umum dijumpai sehingga hal ini merubah cara pandang terhadap inversi seismic yang semula hanya dilakukan terhadap data post stack menjadi inversi pre stack Hal tersebut memang beralasan karena dengan inversi pre stack interpreter tidak hanya dimungkinkan mendapatkan informasi litologi namun juga informasi tentang fluida Aturan Bayes adalah merupakan bentuk lain dari probabilitas terkondisi aturan ini telah banyak dimanfaatkan oleh berbagai disiplin ilmu seperti penginderaan jauh peramalan cuaca pemasaran dan ilmu medis untuk membantu dalam meminimalkan resiko saat pengambilan keputusan Hal yang sama juga bias kita terapkan pada bidang ilmu bumi dimana keluaran dari proses inversi pre stack dapat ditransformasi menjadi bentuk volum probabilitas dengan supervisi data sumuran Penelitian ini menggunakan Acoustic impedance dan VP VS sebagai input karena kombinasi keduanya merupakan indikator yang baik untuk memisahkan litologi maupun hidrokarbon Dengan menggunakan supervisi dari data sumuran kedua volume tersebut kemudian di transformasi menjadi bentuk kelas most probable 1 shale 2 wet sand 3 compacted sand dan 4 hydrocarbon sand

---

ABSTRACT
Presenting seismic data in probability form is common practice in order to assess the uncertainty in hydrocarbon prospecting. It gives interpreters the ability to measure how sure they are about prospect they dealing with by looking at most probable value. In another side pre-stack data is now commonly available; it changes the paradigm about seismic inversion from just post-stack inversion turn into pre-stack inversion. The reason is obvious, by inverting pre-stack data will allow interpreter to obtain not only lithology information but fluid as well. The Bayes’ Rule is extension of conditional probability, it has been utilizes in many disciplines such us remote sensing, broadcasting, marketing and medical science to support in decision making. Bayes’ Rule is used to revise a probability value based on additional information that is later obtained. The same concept can also be applied to help decision making in hydrocarbon prospect evaluation where the output of pre-stack inversion can be transformed to probability volume supervised by well log data. This study uses P-Impedance and VP/VS as inputs because their combination is good indicator of lithology and hydrocarbon. Using training set from well log the volumes then transformed into four most probable classes: (1) shale, (2) wet sand, (3) compacted sand, and (4) hydrocarbon sand.

Abstrak :
ABSTRAK Target utama dari pengembangan lapangan minyak di daerah X adalah untuk dapat meningkatkan produksi melalui penempatan lokasi sumur yang memiliki reservoir minyak yang besar. Untuk reservoir karbonat fracture metodologi analisis dilakukan secara terintegrasi dengan menggunakan data sumur dan data 3D seismik. Metoda prestack seismik anisotropi dilakukan untuk mengkarakterisasi fracture di daerah karbonat fracture. Analisa data sumur dilakukan untuk mendapatkan hubungan antara intensitas fracture dengan seismik anisotropi AVAZ (amplitude versus azimuth). Proses geofisika dilakukan untuk mendapatkan 3D cube AVAZ adalah meliputi pembuatan azimuthal stack dan perhitungan efek anisotropi.Batuan karbonat bersifat heterogen akan tetapi fracture pada batuan karbonat mempunyai arah tertentu, arah fracture dan intensitas fracture inilah yang akan diteliti dan kemudian dilokalisir untuk mendapatkan lokasi pemboran. Untuk batuan karbonat di sumur X, AVO response untuk penjalaran gelombang P yang sejajar dengan fracture akan berbeda dengan amplitude gelombang jika penjalaran tegak lurus pada arah fracture, perbandingan response amplitude inilah yang menentukan derajat anisotropi. Semakin besar anisotropi maka akan menunjukan semakin banyaknya fracture yang akan didapatkan. Pada penelitian ini akan lebih banyak melakukan integrasi umum data geologi, geofisika dan reservoir bersifat riset aplikasi dengan menggunakan software yang tersedia.

---

ABSTRACT The main purpose of the expanded ground oil in area X is to increase the production through the allocation of the well that contains massive amount of oil reservoir. In order to analyze the carbonate Fracture reservoir, an analysis of methodology is applied collectively by using the well data and 3D seismic data. Pre-Stack Seismic Anisotropy method is used to determine the characterization of fracture in the carbonate fracture areas. The analysis of well data is calculated to get the relations between fracture intensity and seismic anisotropy AVAZ (amplitude vs. azimuth). Geophysics process is done to get 3D cube AVAZ, which involved the construction of azimuthal stack and the calculation effect of anisotropi. Naturally carbonate rock is said to be heterogeneous, however, fracture in carbonate rock has its own direction, fracture direction and fracture intensity will be observed and localized to get the drilling‟s location. For the carbonate rock in well X, AVO response for the spreading of P wave that is parallel with the fracture will be different with the amplitude wave when the spreading is vertical at the directions of fracture, this comparison of amplitude response will observed the scale or level of anisotropy . The greater scale of anisotropy will show more fracture being found. In this research will focus more on doing the general integration data on geology, geophysics and reservoir, having the quality of application research by using available software.

Abstrak :
Data seismik merupakan data yang secara alami tidak stasioner, karena mempunyai berbagai kandungan frekuensi dalam domain waktu. Salah satu atribut seismik yang bertujuan untuk mencirikan tanggap frekuensi yang tergantung waktu dari batuan dan reservoir bawah permukaan adalah dekomposisi waktu-frekuensi atau sering disebut sebagai dekomposisi spektral. Dengan dekomposisi spektral diharapkan lapisan-lapisan sedimen yang tidak tampak terpisah (berada di dalam satu wiggle wavelet) dengan menggunakan data seismik konvensional, akan tampak terpisah jelas. Salah satu metode dari dekomposisi spektral yaitu Continous Wavelet Transform (CWT). CWT adalah metoda dekomposisi waktu-frekuensi (time-frequency decomposition) yang ditujukan untuk mengkarakterisasi respon seismik pada frekuensi tertentu. Studi ini dilakukan dengan mengaplikasikan CWT pada wavelet dan frekuensi tertentu untuk melihat resolusi dari seismik .Wavelet yang digunakan pada studi ini adalah wavelet morlet, complex Gaussian-4, daubechies-5, coiflet-3 dan symlet-2 pada frekuensi 20 Hz, 40 Hz, 60 Hz dan 80 Hz (pada data sintetik 2D seismik) serta 40 Hz, 60 Hz, 80 Hz (pada data real 2D seismik) Dan hasil yang diperoleh dari penelitian ini menunjukkan bahwa pada data seismik sintetik 2D seismik dilakukan aplikasi CWT dengan time sample 3s dan 50 CDP trace menunjukkan bahwa semakin tinggi frekuensi maka pemisahan lapisan tipis yang dapat dilakukan semakin baik. Pada data seismik real 2D, pemisahan lapisan tipis pada batubara terjadi pada tuningfrequency 80 Hz dengan menggunakan wavelet symlet-2. ......Seismic data is naturally a non-stationary data, because it has many frequencies information in time domain. One of seismic attributes, which is used to characterize the frequency response as function of time and reservoir rock, is time-frequency decomposition or commonly known as spectral decomposition. By using spectral decomposition, it is expected that thin sedimentary layers (in one wiggle wavelet) can be separated rather than using conventionally seismic data. CWT is one of time-frequency decomposition method to decompose the seismic signal into single frequency. This study had been carried out by implementing CWT in certain wavelet and frequency to analyze the seismic resolution. The various wavelets had been used this study, they are morlet, complex Gaussian-4, daubechies- 5, coiflet-3 and symlet-2. The various frequencies of 20 hz, 40 Hz, 60 Hz dan 80 Hz frequency (for 2D synthetic seismic data) and 40 Hz, 60 Hz, 80 Hz frequency (for 2D real seismic data) are applied. The application of 2D synthetic seismic data that is implemented with CWT, 0.3 s time sample and 50 trace, shows that the use of higher frequency shows better separation. In addition, the application of 2D real seismic data shows that the best separation is in the frequency of 80 Hz with wavelet symlet-2.

Abstrak :
ABSTRAK
Seismic sequence stratigraphy analysis was performed to identify a chronostratigraphic evolution of submarine fan reservoir in Pari field, Makassar Strait, offshore East Kalimantan. A complete sequence stratigraphy in Pari field was divided into three systems tract: lowstand systems tract (LST), transgressive systems tract (TST) and highstand systems tract (HST). The ?X? reservoir unit was deposited during the lowstand systems tract (LST). Based on core data and well log, the reservoir is dominated by few massive thick sandstone, thin interbedded sandstone and shale. Well data and 3D seismic multiattribute analysis indicated a submarine fan depositional system feature. However, the available 3D seismic data could not image the submarine fan elements feature like channels and splay lobes due to low seismic resolution. A shallow Pleistocene submarine fan located in the northern part of the study area is clearly imaged using 3D seismic data. That Pleistocene submarine fan provides analog dimensions for sub-seismic reservoir elements in the ?X? reservoir unit, Pari field. The dimensions of channels and splay lobes within Pleistocene submarine fan were used to define stochastically reservoir elements in Pari field. The Pleistocene submarine fan are approximately the same size as the seismically mapped the ?X? reservoir unit. Three facies model were generated to provide multiple realizations of facies model. Those are 70% channel and 30% splay lobe (more channels dominated), 50% channel and 50% splay lobe (proportional between channel and splay lobe), and 30% channel and 70% splay lobe (more splay lobe dominated).

Abstrak :
Prospek APE terletak kurang lebih 40 km dari Jakarta ke arah utara. Di awal perkembangan lapangan-lapangan ONWJ (Offshore North West Java), prospek ini dianggap sebagai shallow hazard, karena reservoar pada prospek ini berada pada lapisan Pre-Parigi dan pada saat pengeboran target utama terletak kurang lebih 2000 feet di bawah lapisan ini. Pada prospek APE ini terdapat dua sumur eksplorasi yang dianggap wet, yaitu Well#1 dan Well#2 dan pada saat pengeboran target utama keduanya adalah reservoar di Main-Massive. Data pada saat pengeboran menunjukan adanya kenaikan pembacaan gas khromatograph di Well#2 pada reservoir PreParigi, tetapi hanya setebal 5 feet. Pada penelitian ini, seismic coloured inversion (SCI) digunakan untuk mencari hubungan dan korelasi antara nilai water saturation dengan amplitudo. SCI ini merupakan inversi sederhana yang operatornya mematchkan frekuensi seismik dengan sumur. Uji plot silang dari data sumur pada model reservoar juga dilakukan dengan beberapa nilai amplitudo dari far coloured inversion, near coloured inversion dan full stack. Hubungan kedua parameter ini digunakan untuk memodelkan penyebaran saturasi air dan penyebaran hidrokarbon pada Prospek APE. Pemodelan ini juga bertujuan untuk mengurangi resiko dan memperkecil nilai ketidakpastian pada prospek eksplorasi ini. Berdasarkan hasil penelitian, amplitudo dari far coloured inversion memiliki nilai korelasi yang baik dibandingkan nilai amplitudo near ataupun full stack. Pada saat reservoir terisi oleh gas, nilai amplitudo far akan memiliki nilai maksimum negatif dan pada reservoar yang terjenuhkan oleh air yang tinggi memiliki karakter amplitudo maksimum positif. Adanya korelasi antara kedua parameter tersebut dapat memberikan gambaran yang lebih baik dalam memprediksi penyebaran gas di reservoar Pre-Parigi. Sedikitnya ada tiga sumur usulan yang dapat dibor pada prospek ini, yaitu di bagian utara, tengah dan selatan dari struktur ini. Tiga lokasi titik pemboran ini didasarkan dari posisi struktur yang terkompartemen oleh patahan normal dan kehadiran amplitudo anomali dari SCI. ......APE prospect is situated 100 km to the north from the capitol city of Indonesia, Jakarta. In the initial development of ONWJ (Offshore North West Java) fields, this prospect is identified as shallow hazard, since the reservoir of APE prospect is relatively shallow, it?s only 1500? TVDSS. There are 2 exploratory wells in this prospect; Well#1 and Well#2. Both of them have declared as wet well, due to not significant hydrocarbon presence in the reservoirs targets. During drilling activities in the Well#2, minor gas chromatograph was encountered and showing increasing gas show in the Pre-Parigi reservoir, and the net pay interpretation thickness is about 5 feet. In this project, seismic coloured inversion (SCI) was deployed to seeking the correlation between water saturation and amplitude value. Seismic coloured inversion is simple inversion which based on matching operator between well and seismic frequencies. In the reservoir models, cross-plot was conducted between amplitude (far ? near coloured inversion, full-stack) and water saturation. Relationship between those parameters is used to create distribution of water saturation and hydrocarbon modeling in the APE prospect. This modeling aims is to manage the risk and reducing uncertainty value in the exploration phase of this prospect. Based on result study, far coloured inversion amplitude exhibit better correlation rather than near and full stack. In the far coloured inversion, gas bearing reservoir will give strong negative amplitude response meanwhile the water saturated reservoir will have positive amplitude. This correlation will give better picture and understanding in the hydrocarbon distribution of Pre-Parigi reservoir. At least 3 point of proposed wells has been defined in this prospect; in the northern, middle and southern part of this structure. The wells location selection is based on fault compartments and the presence of seismic coloured inversion amplitude anomaly.