Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Reservoar batuan dasar terekah merupakan reservoar batuan beku dan batuan metamorf yang terekahkan secara alami, sehingga memiliki porositas dan permeabilitas sekunder yang dapat menjadi tempat terkonsentrasinya hidrokarbon. Indonesia merupakan salah satu negara yang memiliki potensi reservoar batuan dasar terekah, salah satunya berada pada Cekungan Sumatera Selatan. Pencarian rekahan pada reservoar batuan dasar terekah dinilai cukup rumit. Untuk itu, dibutuhkan metode yang tepat dalam memprediksi sebaran rekahan pada batuan dasar. Salah satu metode yang efektif dalam memetakan dan memodelkan sebaran rekahan pada batuan dasar terekah yaitu metode Continuous Fracture Modeling (CFM). Metode ini memanfaatkan integrasi antara data seismik dengan data sumur melalui pendekatan neural network, sehingga dinilai mampu mengakomodir kelemahan data seismik yang memiliki resolusi terbatas. Data dip angle dan dip azimuth dari data log FMI digunakan untuk analisis rekahan disekitar sumur yang selanjutnya disebarkan secara lateral dalam model grid 3D untuk memprediksi keberadaan rekahan pada daerah yang tidak memiliki data sumur. Fracture driver terpilih (maximum curvature, ant-track, variance, chaos, dip illumination, dan 3D edge enhancement) digunakan dalam proses training dengan fracture indicator untuk menghasilkan model intensitas rekahan. Pemilihan fracture driver didasarkan oleh nilai korelasi, dimana korelasi terbesar terdapat pada atribut passive ant-track sebesar 0.316 dengan fracture indicator. Selanjutnya, model di validasi dengan data Drill Stem Test (DST). Berdasarkan hasil data DST dan model intensitas rekahan menunjukkan bahwa, daerah dengan intensitas rekahan tinggi memiliki korelasi dengan keberadaan fluida berupa gas pada data DST.

---

Fractured basement reservoir is a reservoir of igneous rocks and metamorphic rocks that are naturally fractured, which has good secondary porosity and permeability which can act as a reservoir for hydrocarbon concentration. Indonesia is one country with a potential of fractured basement reservoir, one of which located in the South Sumatra Basin. Exploring fractured in the basement reservoir is quite tricky, for this reason, a proper method is required to predict the distribution of fractures in the fractured basement. One of the effective methods in mapping and modeling the distribution of fractures in the fractured basement exploration is the Continuous Fracture Modeling (CFM) method. This method utilizes the integration of seismic data and well log data through a neural network approach, which is capable to resolve the weaknesses of the seismic data which has limited resolution. Dip angle and dip azimuth data from log FMI, are used for fracture analysis around wells which later distributed in a 3D grid model to predict the existence of fractures in the area that does not have well log data. The selected fracture drivers (maximum curvature, ant-track, variance, chaos, dip illumination, and 3D edge enhancement) are used for training process with fracture indicator to build the fracture intensity model. The fracture drivers were selected by its correlation value to the fracture indicator, where passive ant-track has the highest value at 0.316. Furthermore, the results of the model are validated with Drill Stem Test (DST) data. Based on the results of DST data and fracture intensity models show that areas with high fracture intensities have a correlation with the existence of gas fluid in the DST data."

"Inversi Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan teknik inversi seismik yang secara optimal dapat memprediksi karakter dan keberadaan reservoar hidrokarbon dengan perluasan sudat datang gelombang dari -90° hingga 90°. Pada penelitian Lapangan ?Q? Sub-Cekungan Jambi, inversi EEI mampu mengkarakterisasi reservoar batupasir dan memprediksi keberadaan gas maupun minyak melalui parameter Vp/Vs ratio, lambda-rho dan mu-rho. Dalam inversi EEI dilakukan korelasi untuk mencari nilai korelasi maksimum pada sudut chi (χ) tertentu dari setiap parameter dengan melakukan korelasi antara log EEI dengan log target. Nilai sudut chi (χ) optimum atau best-chi agle ini kemudian digunakan untuk membuat volume scaled reflectivity yang dipakai dalam pembuatan model awal dan juga inversi. Proses inversi dilakukan dengan menggunakan inversi post-stack model based yang baik digunakan pada reservoar lapisan tipis. Hasil inversi selanjutnya digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar dimana hasilnya menunjukkan adanya kemungkinan resevoar yang mengandung gas dan minyak. Pada penelitian, nilai Vp/Vs ratio berkisar antara 16-18, nilai mu-rho berkisar antara 25-35 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk gas berkisar antara 20-22 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk minyak berkisar 25-27 (GPa*(g/cc)).

---

Extended Elastic Impedance (EEI) inversion method is a seismic inversion technique that optimally can predict the character and the presence of hydrocarbon reservoir with the expansion of the angle?s coming wave from -90 ° to 90 °. In the field of research 'Q' Sub-Basin Jambi, EEI is able to characterize sandstones reservoir and predict the existence of gas or oil through the parameter of Vp / Vs ratio, lambda-rho and mu-rho. EEI is performed in correlation to seek the maximum correlation value at an optimum chi (χ) angle of each parameter specified by the correlation between the targets? logs with the EEI?s logs. Optimum chi (χ) angle or a best-chi angle is then used to create a scaled volume reflectivity that is used in making the initial model and also in inversion process. Inversion is done using post-stack inversion based model which is best used on thin reservoir layer. Inversion results are then used to determine the spread of the reservoir where the results indicate the possibility resevoar containing gas and oil. In the study, the value of Vp / Vs ratio ranged between 16-18, the mu-rho values ​​ranged between 25-35 (GPa * (g / cc)), the lambda-rho values for gas ranged between 20-22 (GPa * (g / cc)) and for oil ranged between 25-27 (GPa * (g / cc)).

"

"ABSTRAKPada inversi geostatistik sejumlah simulasi dilakukan pada proses inversi seismik dan menganalisa hasil realisasi impedansi. Hal tersebut juga merupakan keuntungan dari memperhitungkan ketidakpastian non-uniqueness pada proses inversi seismik. Penelitian ini menggunakan metode inversi geostatistik dikarenakan keterbatasan dari inversi akustik impedansi dalam mengidentifikasi reservoir tipis pada sub-cekungan Jambi dan juga keterbatasan metode inversi deterministik dalam menyelesaikan masalah non-uniqeness. Hasil akhir dari penelitian ini, penulis diharapkan dapat memetakan persebaran reservoir lapisan tipis dengan lebih baik dan lebih detil.Hasil dari crossplot menunjukan bahwa litologi target reservoir batupasir memiliki nilai impedansi yang lebih tinggi dari litologi non-target. Hal tersebut dikarenakan litologi target merupakan batupasir glaukonitik yang memiliki kekerasan lebih tinggi sehingga kecepatan gelombang P lebih tinggi dibandingkan dengan litologi batulempung. Nilai cut-off pada crossplot utama yaitu antara P-impedance, gamma ray, dengan resistivitas yaitu sebesar 25.000 gr/cc ft/s.Hasil realisasi inversi seismik geostatistik sebanyak 50 model dijadikan sebagai input dalam estimasi probabilitas keberadaan lapisan di bawah permukaan dan dihitung rata rata dari seluruh model impedansi untuk mendapatkan most probable model. Perbandingan antara hasil inversi geostatistik dengan inversi deterministik menunjukan perbedaan yang sangat signifikan. Inversi geostatistik dapat memodelkan lapisan-lapisan tipis yang berada di bawah tunning thickness. Reservoir tipis dengan ketebalan rata-rata di bawah 10 meter dapat termodelkan dengan sangat baik dengan tetap mengacu pada input data seismik dan data sumur.

---

ABSTRACTIn the geostatistical inversion a number of simulations are performed on the seismic inversion process and analyzing the result of impedance realization. It is also an advantage of taking into account the non uniqueness of the seismic inversion process. This research uses a geostatistical inversion method due to the limitation of the impedance acoustic inversion in identifying the thin reservoir in the Jambi sub basin and also the limitation of the deterministic inversion method in solving the non uniqeness problem. The final result of this study, the authors are expected to map the distribution of thin layer reservoir with better and more detailed. The results of the crossplot indicate that the target sandstone target lithology has a higher impedance value than the non targeted lithology. This is because the target lithology is a glauconitic sandstone that has a higher hardness so that the P wave velocity is higher than that of claystone lithology. The cut off value on the main crossplot is between P impedance, gamma ray, with a resistivity of 25,000 g cc ft s. The result of geostatistical seismic inversion realization of 50 models serve as input in probability estimation of the existence of subsurface layer and calculated mean of all impedance model to get most probable model. Comparison between the results of geostatistic inversion with deterministic inversion shows a very significant difference. Geostatistical inversions can model thin layers that are below tunning thickness. Thin reservoirs with average thicknesses below 10 meters can be modeled very well with reference to both seismic data input and well data."

"Karakterisasi reservoar seismik dari data seismik 3D dan data sumur telah diaplikasikan pada lapangan Gita seluas 60 km2 dengan target reservoar sandstone formasi Talang Akar Bawah. Blok Jabung, Cekungan Sumatra Selatan, Lapangan ini merupakan lapangan miny.ak yang berpoduksi sejak tahun 2005 dari Reservoar-A Masalah utama yang ada pada lapangan ini adalah distribusi coal yang cukup merata yang mempengaruhi reflektifitas seismik sehingga menunjukkan ambiguitas antara coal dan sandstone. Masalah utama ini dapat diatasi dengan studi seismik multiatribut dan atribut amplitude. Hasil dari analisis crossplot data sumur mengindikansikan bahwa coal dapat didefrensiasikan terhadap reservoar sandstone dengan menggunakan pseudo log Gamma Ray Index (GRJ) dalam batasan nilai tertentu. Pseudo log ini digunakan sebagai data masukan dalam proses multi~atribut dengan metode regresi linear untuk menghasilkan vo]um Gamma Ray Index. Distribusi lateral reservoar sandstone dari horizon Reservoar~A dihasilkan dari volum GRI dengan menggunakan atribut amplitude berupa amplitudo RMS, Nilai Ambang dan Total Amplitude Negatif, AtribuNll:r1but lni dapat digunakan untuk menggarnbarkan fitur geologi dari Reservoar-A pada lapangan Gita. Peta distribusi yang dihasilkan menunjukkan gambaran dari reservoar sandstone yang mewakili Reservoar-A dengan arah sebaran Barat Laut menuju Tenggara yang konsisten dengan data sumur. Hasil sebaran ini dibandingkan dengan hasil studi sebelumnya dan menunjukkan bahwa Gamma Ray Index berhasil mendiferensiasi coal dan dapat memetakan sebaran reservoar sandstone di lapangan Gita.

---

Seismic reservoir characterization of a 3D seismic and well data has been applied to 60 km2 of seismic over Lower Talang Akar Formation sand reservoirs in Gita Field of Jabung Block, South Sumatra Basin. The field has produced ail since first production in iate 2005 from the Reservoir-A. The main problem on this field is well distributed coal over and between sandstone reservoirs which affecting seismic reflectivity and shows the ambiguity between coals and sandstones.

The seismic multi-attribute and amplitude attribute study has been carried out to solve this problem. Results from cross plot analysis of well data indicate that the coals can be differentiating over and between the sandstone reservoirs by using pseudo log Gamma Ray Index (GRI) within certain cut-off value.

By using this pseudo Jog and generating multi-attribute analysis with linear regression. The Gamma Ray Index volume has been created. From this volume, the lateral distribution over Reservoir-A surface was created by using amplitude attribute of RMS Amplitude. Threshold and Sum of Negative Amplitude. These attributes can be used to delineate the Reservoir-A geological feature in Gita Field.

The distribution maps are showing the delineation of sandstone reservoirs of Reservoir-A with NW-SE direction which is consistent with well data. By comparing with the previous study, the result of latest study has been successfully used to differentiate cost and to define the sandstone reservoir distribution in Gita Field."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan utama penghasil minyak dan gas bumi di Indonesia. Lapangan “X” pada Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu lapangan yang memiliki reservoar hidrokarbon. Penelitian ini berfokus pada zona target Lower Talang Akar Formation (LTAF) pada Sumur G-46, G-47, dan G-49. Pada penelitian ini, penentuan sebaran litologi batupasir dilakukan menggunakan metode seismik inversi post-stack model based serta properti petrofisika. Inversi seismik model based dilakukan untuk menghasilkan nilai impedansi akustik. Properti petrofisika pada penelitian ini meliputi volume shale, porositas, dan saturasi air. Reservoar pada daerah penelitian ini memiliki litologi shaly sand sehingga digunakan metode pengukuran saturasi air persamaan Indonesian dan porositas menggunakan parameter neutrondensity. Berdasarkan hasil analisis petrofisika, zona reservoar LTAF memiliki prospek hidrokarbon dari reservoar yang baik dengan nilai porositas efektif berkisar 18%-25%, nilai saturasi air berkisar 23%-42%. Analisis petrofisika diakhiri dengan analisis lumping, di mana menghasilkan net reservoir dan net pay. Berdasarkan hasil analisis sensitivitas – analisis yang ditunjukkan untuk memisahkan litologi sand dan shale, nilai impedansi akustik tidak dapat memisahkan litologi sand dan shale karena sand bersifat tight. Inversi seismik model based menghasilkan rentang nilai impedansi akustik berkisar 7000 ((m/s)*(g/cc)) – 10500 ((m/s)*(g/cc)). Berdasarkan hasil inversi, nilai impedansi akustik tidak dapat memisahkan litologi sand dan shale karena ketebalan lapisan reservoar sand yang sangat tipis berkisar 10-20 ft.

---

The South Sumatra Basin is one of the main oil and gas producing basins in Indonesia. Field "X" in the South Sumatra Basin is one of the fields that has a hydrocarbon reservoir. This research focuses on the Lower Talang Akar Formation (LTAF) target zone in Wells G-46, G-47, and G-49. In this study, determining the distribution of sandstone lithology was carried out using the post-stack model based seismic inversion method and its petrophysical properties. Model based seismic inversion is performed to produce acoustic impedance values. Petrophysical properties in this study include shale volume, porosity, and water saturation. The reservoir in this study area has a shaly sand lithology so that the Indonesian equation of water saturation and porosity measurement methods are used using the neutron-density parameter. Based on the results of petrophysical analysis, the LTAF reservoir zone has good prospects for hydrocarbons from the reservoir with effective porosity values ranging from 18% -25%, water saturation values ranging from 23% -42%. The petrophysical analysis ends with a lumping analysis, which produces a net reservoir and net pay. Based on the results of the sensitivity analysis - the analysis shown to separate sand and shale lithology, the acoustic impedance value cannot separate sand and shale lithology because sand is tight. Model based seismic inversion produces a range of acoustic impedance values ranging from 7000 ((m/s)*(g/cc)) – 10500 ((m/s)*(g/cc)). Based on the inversion results, the acoustic impedance value cannot separate the lithology of sand and shale because the thickness of the reservoir sand layer is very thin, ranging from 10-20 ft."

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur.

---

"Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.

Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.

AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.

Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."

"Lapangan 'X' adalah salah satu lapangan penghasil minyak di Cekungan Sumatera Tengah. Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil minyak terbesar di Indonesia. Lapangan 'X' adalah area dengan Formasi Bekasap onlaping ke Tinggian Basement. Fitur onlapping berpotensi untuk perangkap stratigrafi. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi potensi perangkap stratigrafi, distribusi reservoir batu pasir, tipe fasies, dan lingkungan pengendapan. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 3D, log sumur, dan data inti batuan. Metode penelitian yang digunakan adalah analisis elektrofasies berdasarkan log sumur, atribut seismik, dan model geologi konseptual. Hasil penelitian menunjukkan bahwa ada potensi perangkap stratigrafi dalam bentuk perangkap intra-formasi dan regional. Jebakan intra-formasi dibentuk oleh perselingan batupasir dan litologi serpih secara vertikal dan perubahan fasies lateral, sedangkan jebakan regional dibentuk oleh lapisan serpih Formasi Telisa dan Formasi Bekasap dengan onlap di Tinggian Basement. Berdasarkan inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, atribut envelope, dan atribut rms amplitudo  menunjukkan distribusi reservoir batupasir A Formasi Bekasap berarah Timurlaut - Baratdaya pada zona onlapping ke Tinggian Basement. Berdasarkan integrasi analisis data batuan inti, elektrofasies, inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, dan atribut rms amplitudo lingkungan pengendapan reservoir diinterpretasikan sebagai wave dominated delta yang terdiri dari empat fasies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, dan offshore.

---

The 'X' field is an oil-producing field in the Central Sumatera Basin. Central Sumatera Basin is one of the largest oil-producing sedimentary basin in Indonesia. The field is an area in the form of onlaping Bekasap Formation to the Basement High. The onlapping feature has potential for stratigraphic traps. This study aims to identify the potential stratigraphic traps, the distribution of sandstone reservoirs, facies types and the depositional environments. The data used in the study are 3D seismic data, well log, and core data. The research methods used including the analysis of electrofacies based on well log, seismic attributes, and conceptual geology model. The research shows that there is a stratigraphic trap in the form of intra-formation and regional traps. Intra-formation traps were formed vertically by the intersection of sandstone and shale lithologies and lateral facies changes, whereas the regional traps are formed by the shale layer of Telisa Formation and Bekasap Formation with onlapping on the Basement High. Based on AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz, envelope, and rms amplitude attributes show the distribution sandstone reservoir A of Bekasap Formation is Northeast - Southwest on onlaping zone to the Basement High. Based on integrated of core data, electrofacies, AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz and rms amplitude attributes, the depositional environment of reservoir is interpretated as wave dominated delta which is of four facies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, and offshore facies."

"ABSTRAKDaerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yangterletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyakA, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksiminyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar padapenelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan areaperluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakanbahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehinggakecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitaslanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluangterdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkanperubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasiisolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis datasumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapatmengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbonpada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapatanomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebihbesar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVOyang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasilanalisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yangberarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACTThe research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in thesouthwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D whichoperates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara EnimFormation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of thestudy, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The resultsof the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structureof the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lowerarea and no further activity for development. On the other side, the presence ofhydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic trapscaused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indicationof some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis,analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluatethe indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area.Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly thathas an acoustic impedance value and relative density larger than the area around itis also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbonaccumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysisintercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturatedwith oil."