Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Evaluasi distribusi reservoir minyak dan gas bumi pada cekungan Browse secara spasial sering dilakukan dengan memahami secara kritis arsitektur stratigrafi internal delta yang didominasi pasir. Arsitektur stratigrafi dari Jurassic awal-tengah utama diindikasikan sebagai sistem fluvio-delta (formasi Plover) di cekungan Browse - reservoar hidrokarbon yang terbukti menampung gas dengan kondensat terkait di North West Shelf Australia. Sementara itu, prediksi sebaran fasies secara umum berdasarkan pemahaman geologi, seperti stratigrafi sekuens dan lingkungan pengendapan dapat dilakukan dengan menghasilkan model fasies. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk menghasilkan sifat fisik yang dapat memprediksi litologi dan mendeteksi distribusi fluida pori menggunakan Extended Elastic Inversion pada reservoir Jurassic awal, yang didukung oleh data seismik angle-stack dan sumur. Sifat fisis yang digunakan adalah Vp/Vs sebagai pendeteksi litologi dan lambda-rho sebagai pembeda fluida. Kisaran nilai cut-off Vp/Vs untuk reservoir batupasir yang didapatkan adalah 1,4-1,65 sedangkan kisaran nilai cut-off lambda rho (λρ ) pada reservoir gas adalah 0 – 40 GPa*(g/cc), keduanya ditunjukkan sebagai vp/vs rendah dan lambda rho rendah. Berdasarkan nilai-nilai tersebut, dilakukan kombinasi dengan algoritma deep learning, dengan menggunakan data sumur sebagai data training dan data seismik sebegai input data test. Hasil akhir penelitian ini berupa peta distribusi litho-fluid facies yang tervalidasi dengan lingkungan pengendapan area penelitian berupa reservoir fluvial-delta yang berarah Timur Laut-Barat Daya.

---

Assessing the extent and spatial distribution of petroleum reservoirs is often implemented carried out by understanding critically the internal stratigraphic architecture of sand-dominated deltas. The stratigraphic architecture of a major early–middle Jurassic was is indicated as fluvio-deltaic system (Plover formation) in the Browse basin — a proven hydrocarbon province hosting gas with associated condensate on North West Shelf of Australia. Meanwhile, predicting the general distribution of facies based on geological understanding, such as sequence stratigraphy and depositional environment could be possible by generating facies model. Therefore, this research was stood out to generate physical properties that can predict lithology and detect pore fluid distribution using extended elastic inversion in the early to middle Jurassic reservoir, which is supported by angle-stack seismic data and wells. The physical properties used are Vp/Vs as lithology detector and lambda-rho as fluid discriminator. The cut-off value range of Vp/Vs for sandstone reservoir is 1.4-1.6 while the range of cut-off value of lambda rho (λ ρ) on gas reservoirs is 0 – 40 GPa*(g/cc), both indicated as low vp/vs and low lambda rho. Based on those values, we implemented the combination with deep learning algorithm, while the wells data act as training data, the seismic data sets to data test. The result of this research is the distribution map of the litho-fluid facies model validated to depositional environment in research area as the form of fluvial-deltaic reservoir towards North East to South Eastern part of the research area."

"

Sub-cekungan Caswell, Cekungan Browse adalah cekungan ekstensional yang berlokasi di pantai Barat Australia.  Formasi Plover yang berumur Jura merupakan interval reservoar pada sub-cekungan Caswell. Kehadiran material vulkanik yang diendapkan pada Formasi Plover berumur Jura dapat mengurangi kualitas dari reservoar. Beberapa sumur telah di bor di area sub-cekungan Caswell dengan hasil yang berbeda-beda, Torosa-1 di bor pada tahun 2006 dan pada tahun 2010 Kronos-1 di bor berhasil menemukan gas, sedangkan Poseidon-1 dan Poseidon-2 yang di bor pada tahun 2010 tidak berhasil menemukan gas. Keempat sumur ini berada pada area yang mempunyai data seimik 3D. Tujuan dari tesis ini adalah untuk  mendapatkan pemahaman tentang penyebaran litologi dan fluida pada daerah penelitian. Pada tesis ini dilakukan pemodelan inversi seismik simultan. Hasil dari inversi seismik simultan adalah volum impedansi-P, impedansi-S, dan densitas. Berdasarkan hasil dari Impedansi-P dan Impedansi S , penyebaran reservoar yang berisi hidrokarbon memusat pada area sumur Kronos-1, sebaliknya tidak ditemukan reservoar yang berisi hidrokarbon pada area sumur Poseidon-1 dan Poseidon-2. Integrasi dari analisis crossplot Vp/Vs dengan Impedansi-P menunjukkan kemungkinan untuk mendapatkan litologi batupasir sebagai reservoar adalah 30 % pada area sumur Kronos-1 dan 0% pada sumur Poseidon-1.

---

Caswell sub-basin, Browse Basin is an extensional basin situated in Australia’s North West Shelf. Jurassic Plover Sandstone is an objective reservoir interval in this area. Presence of volcanic materials in the Jurassic Plover Reservoir possibly reduce the quality of the reservoir. Several wells drilled within Caswell sub-basin with different results, Kronos-1 drilled in 2010 and Torosa-1 in 2006 was successfully discovered gas. In 2009, Poseidon-1 and Poseidon-2 resulted as dry hole. These four wells are located within 3D seismic Poseidon data. Objective of the Thesis is to get more understanding of the lithology and fluid distribution in the study area.  Pre-stack simultaneous inversion done in this study as a method to get P-Impedance, S-Impedance and bulk density. In order to generate P-Impedance, S-Impedance and bulk density models, gathers data employed in the pre-stack simultaneous inversion. The final outputs of this study are P-impedance, S-impedance and bulk density volumes. HC sands distribution based on P-Impedance and S-Impedance concentrated in Kronos-1, in contrast with Poseidon-1 and Poseiodon-2 there was no HC sands distribution in these wells. Integration of Vp/Vs vs P-Impedance with  lithofacies probabilistic classification shows HC sand probability 30% in Kronos-1 and 0% in Poseidon-1.

"

"Lapangan K merupakan salah satu lapangan minyak bumi dengan reservoar berupa batupasir Formasi Tanjung yang berada di Cekungan Barito. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan gambaran bawah permukaan secara detil dengan metode pemodelan geologi yang meliputi pemodelan struktur, fasies, dan petrofisika serta diintegrasikan dengan hasil inversi EEI. Data penelitian terdiri dari data log tali kawat berjumlah empat belas sumur dan data seismik 3D. Data sumur ini dilakukan korelasi marker geologi, analisis elektrofasies, serta analisis petrofisika sedangkan pada data seismik dilakukan interpretasi horizon, patahan, serta seismik inversi. Objektif pemodelan dilakukan pada tiga lapisan batupasir produktif, yaitu lapisan D, E, dan M serta khususnya pada pemodelan fasies serta petrofisika dilakukan co-kriging terhadap analisis seismik inversi yang telah dilakukan.Fasies yang berkembang pada lapangan K yaitu terdiri dari: Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, dan Distributary Channel Sand. Distribusi porositas pada lapisan E dan M menunjukkan area dengan besaran porositas yang tergolong baik 0.2-0.25 pada area timur laut dan selatan yang belum dikembangkan. Saturasi menunjukkan area selatan di setiap lapisan telah memiliki nilai kejenuhan air yang tinggi sehingga area pengembangan lebih detail di bagian utara ke timur laut.

---

Field is one of the oilfield in Barito basin with sandstone reservoir from Tanjung Formation. This evaluation aims to map the subsurface in detail with geological modeling methods that include modeling of the structure, facies and petrophysical. The research data consists of fourteen well log data and 3D seismic data. The well data will be evaluated to make multi correlation of geological marker, geological analysis was performed to identify oil and gas bearing reservoir, elektrofacies analysis and petrophysical analysis. The seismic data will be interpreted to horizons, faults, and seismic inversion. The objective reservoir will be performed on three productive sandstone layer D, E, and M, and in particular on the facies and petrophysical modeling will be co kriging with seismic inversion analysis has been done. Facies that develop on the K field consist of Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, and Distributary Channel Sand. The results of this evaluation are expected to help identify the presence of hydrocarbons as well as determining the future development plan. Porosity distribution of layer E and M shows the medium to good value 0.2 0.25 in northeast and southern area that undevelop area. Water saturation model in southern area from those three layers has high saturation, the development plan is more detail in the northern to the northeast of the research area."

"Proses prediksi litologi sekaligus kandungan fluidanya merupakan bagian terpenting dalam karakterisasi reservoar. Salah satu metode yang digunakan dalam proses ini adalah metode inversi seismik simultan. Pada Lapangan Poseidon, Cekungan Browse, Australia, parameter-parameter yang dihasilkan melalui inversi seismik simultan kurang dapat mengkarakterisasi reservoar dengan baik karena saling tumpang tindihnya nilai impedansi antara hydrocarbon sand, water sand, dan shale yang menyebabkan tingkat ambiguitas yang tinggi dalam interpretasi. Inversi Poisson Impedance memberikan solusi terhadap permasalahan tersebut dengan cara merotasi impedansi beberapa derajat yang didapatkan melalui koefisien c. Hasilnya menunjukkan bahwa PI memberikan hasil yang lebih baik dalam memisahkan zona reservoar tersaturasi hidrokarbon. Berdasarkan hasil crossplot LI-GR, crossplot ¼- effecitive porosity, dan crossplot FI-Sw dengan nilai c masing-masing 2.04, 2.28, dan 1.05 didapatkan nilai korelasi optimum masing-masing 0.74, 0.91, dan 0.82 menunjukkan bahwa litologi porous sand tersaturasi hidrokarbon berada berada pada nilai LI ≤2800(m/s)(g*cc), 𝜙𝐼 ≤-5500(m/s)(g*cc), dan FI ≤3750(m/s)(g*cc). Keberadaan nilai LI, ϕI, dan FI yang rendah ini berkorelasi baik dengan keberadaan hidrokarbon pada sumur. Masing-masing nilai c tersebut kemudian diaplikasikan pada data seismik. Hasilnya menunjukkan bahwa distribusi persebaran porous sand tersaturasi Hidrokarbon pada penampang inversi seismik terlihat pada arah timur laut-barat daya yang diperkirakan sebagai arah persebaran gas.

---

The prediction process of lithology and fluid are the most important parts of reservoir characterization. One of the methods used in this process is the simultaneous seismic inversion method. In the Poseidon field, Browse Basin, Australia, the parameters generated through simultaneous seismic inversion are not able to characterize the reservoir accurately because of the overlapping impedance values between hydrocarbon sand and shale which causes a high level of ambiguity in the interpretation. The Poisson Impedance inversion provides a solution to this problem by rotating the impedance through the coefficient c. Based on the results of the LI-GR crossplot, the 𝜙I-effective porosity crossplot, and the FI-SW crossplot with c values of 2.04, 2.28, and 1.05 respectively, obtained the optimum correlations of 0.74, 0.91,and 0.82 respectively, indicating that hidrocarbon-saturated porous sand is at the value of LI ≤ 2800 (m/s)(g *cc), 𝜙I ≤ 5500 (m/s)(g*cc), and FI ≤ 4000 (m/s)(g*cc). The presence of low values of LI, 𝜙I, and FI correlates accurately with the presence of hydrocarbons in the well. The results show that the distribution of hydrocarbon saturated porous sand on the seismic inversion section is seen in the northeast-southwest direction which is estimated as the direction of gas distribution."

"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)).

"

"Sebuah penelitian mengenai karakterisasi reservoar karbonat dan identifikasi fluida pengisi pori pada lapangan ?A? yang berlokasi di Cekungan Jawa Timur Utara telah dilakukan. Inversi EEI digunakan sebagai alat untuk mengetahui distribusi hidrokarbon di bawah permukaan. EEI/impedansi elastik yang merupakan ?kasus? umum dari impedansi akustik (hanya pada sudut normal) ternyata berkorelasi dengan beberapa parameter elastik pada sudut (χ) spesifik, yang dikenal dengan istilah best chi angle. Spektrum EEI (χ = -90 sampai χ = 90) dikorelasikan dengan beberapa parameter elastik batuan, yakni vp/vs ratio, lambda-rho, mu-rho, porositas, saturation water, poisson?s ratio, dan Vclay. Parameter-parameter elastik tersebut berguna sebagai pembeda litologi dan fluida pengisi pori. Namun korelasi yang baik hanya diperoleh pada parameter vp/vs ratio, lambda-rho, dan mu-rho. Kemudian dibentuk tiga model volume EEI untuk masing-masing parameter tersebut dan dilakukan inversi. Volume EEI yang berkorelasi dengan mu-rho yang berguna sebagai pembeda litologi menunjukkan bahwa reservoar karbonat menyebar ke arah Barat laut relatif terhadap tiga sumur yang digunakan dalam penelitian. Kedua volume EEI yang berkorelasi dengan vp/vs ratio dan lamda-rho yang berguna sebagai pembeda fluida pengisi pori menunjukkan bahwa fluida pengisi pori ialah gas.

---

A study case of carbonat reservoir characterization and pore fluid identification of Field ?A? located at East North Java Basin was did. EEI inversion is used as tool to find the distribution of hydrocarbon beneath the surface. EEI or simply elastic impedance which the general case of acoustic impedance (only at normal incident) correlate with some certain elastic parameters with specific angle that called as the best chi angle. EEI spectrum (χ = -90o through χ = 90o) was correlated with few elastic parameters, i.e. vp/vs ratio, lambda-rho, mu-rho, porosity, saturation water, poisson?s ratio, and Vclay. Those parameters used for lithology and pore fluid discrimination. However only vp/vs ratio, lambda-rho, and mu-rho who have good enough correlation with EEI at certain angle. Then three EEI volume models for each parameters were made and inverted. EEI volume that correlated with mu-rho that used for lithology dicrimination shows that the carbonat reservoir spread to the north west direction relative to the three wells used in this study, according to the very high mu-rho value. And then both of the EEI volume correlated with vp/vs ratio and lambda-rho that used for pore fluid discrimination show that the pore fluid is gas, according to the very low vp/vs ratio value."

"[ABSTRAKLapangan AAA merupakan lapangan gas yang terdapat pada lingkungan DeltaMahakam, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Lapangan AAA merupakan bagiandari lapangan gas dengan produksi terbesar di Indonesia yang telah dieksplorasi dandiproduksi lebih dari 40 tahun. Salah satu tahapan penting setelah proses eksplorasiadalah mengaplikasikan metode karakterisasi reservoar untuk pengembanganlapangan. Karakterisasi reservoar dalam penentuan distribusi lithologi dan fluidasangat penting dilakukan untuk mengetahui daerah berprospek ekonomis yang belumditembus oleh sumur produksi.Pada penelitian ini karakterisasi reservoar yang digunakan adalah metode AnalisaAVO dan Extended Elastic Impedance (EEI). Analisis AVO mengunakan data prestack3D gather dan bantuan velocity cube. Data DTS yang digunakan pada penelitianini terdapat pada sumur 3A45, 3A50, dan 3A45. Metode Extended Elastic Impedance(EEI) dimulai dengan penentuan sudut Chi (X) pada nilai koeffisien korelasi yangmaksimum (mendekati nilai 1) dan analisis crossplot untuk menentukan nilai cut-offindikator lithologi dan indikator fluida pada setiap parameter fisika dari data sumur.Hasil analisis menyebutkan bahwa fluida pada daerah penelitian merupakan AVOkelas III. Indikator lihtologi (reservoar dan non reservoar) dapat dipisahkan denganparameter Gamma Ray (reservoar bernilai 20 – 60 GAPI) dan Density (reservoarbernilai 1.75 – 2.17 g/cc). Sedangkan indikator fluida (gas dan water) dapatdipisahkan dengan parameter Lambda-Rho (gas bernilai 1.5 – 9 Gpa*g/cc), Lambdaper Mu (gas bernilai 0.5 – 2.5), Vp per Vs (gas bernilai 1.5 – 2.2), dan Poisson Ratio(gas bernilai 0.16 – 0.35). Hasil inversi Extended Elastic Impedance (EEI) pada GTS3A menyebutkan bahwa inversi Lambda-Rho mempunyai akurasi 78.57% (MFA) dan85.71% (MFB), inversi Lambda per Mu mempunyai akurasi 50% (MFA) dan 85.71%(MFB), inversi Vp per Vs mempunyai akurasi 71.42% (MFA) dan 71.42% (MFB),Inversi Poisson Ratio mempunyai akurasi sebesar 71.42% (MFA) dan 78.57% (MFB).

---

ABSTRACTAAA field is a gas field that located in Delta Mahakam environment, Kutei Basin,East Kalimantan. AAA field is a part of giant gas field which has biggest productionin Indonesia already explored and produced almost over 40 years. One of importantsteps after exploration of the field is to conduct a reservoir characterization for fielddevelopment. Reservoir characterization to determine lithology distribution and fluidcontent is very important to know the prospect area which has economical values andnot penetrated yet by infill wells or production wells.Reservoir characterization method that has been used in this study are AVO analysisand Extended Elastic Impedance (EEI). Pre-stack 3D gather data and velocity cubeused for AVO analysis in this study. DTS logs only available in 3A45, 3A50, and3A55. Extended Elastic Impedance method started with determination of Chi (X)angle that has maximum correlation coefficient (near to 1 value) and cross-plotanalysis to determine cut-off value for lithology indicator and fluid indicator in eachwell data parameter.Analysis results show that fluid class in this study is AVO class III. Lithologyindicator (reservoir and non reservoir) can be separated by Gamma Ray (value ofreservoir between 20 – 60 GAPI) and Density (value of reservoir is between 1.75 –2.17 g/cc). Fluid indicator (gas and water) can be separated by Lambda-Rho (valueof gas is between 1.5 – 9 Gpa*g/cc), Lambda per Mu (value of gas is between 0.5 –2.5), Vp per Vs (value of gas is between 1.5 – 2.2), and Poisson Ratio (value of gas isbetween 0.16 – 0.35). Results of Extended Elastic Impedance inversion in GTS 3Ashow that Lambda-Rho inversion has 78.57% accuracy (in MFA) and 85.71%accuracy (in MFB), Lambda per Mu inversion has 50% accuracy (in MFA) and85.71% accuracy (in MFB), Vp per Vs inversion has 71.42% accuracy (in MFA) and71.42% (in MFB), Poisson Ration has 71.42% accuracy (in MFA) and 78.57%accuracy (in MFB).;AAA field is a gas field that located in Delta Mahakam environment, Kutei Basin,East Kalimantan. AAA field is a part of giant gas field which has biggest productionin Indonesia already explored and produced almost over 40 years. One of importantsteps after exploration of the field is to conduct a reservoir characterization for fielddevelopment. Reservoir characterization to determine lithology distribution and fluidcontent is very important to know the prospect area which has economical values andnot penetrated yet by infill wells or production wells.Reservoir characterization method that has been used in this study are AVO analysisand Extended Elastic Impedance (EEI). Pre-stack 3D gather data and velocity cubeused for AVO analysis in this study. DTS logs only available in 3A45, 3A50, and3A55. Extended Elastic Impedance method started with determination of Chi (X)angle that has maximum correlation coefficient (near to 1 value) and cross-plotanalysis to determine cut-off value for lithology indicator and fluid indicator in eachwell data parameter.Analysis results show that fluid class in this study is AVO class III. Lithologyindicator (reservoir and non reservoir) can be separated by Gamma Ray (value ofreservoir between 20 – 60 GAPI) and Density (value of reservoir is between 1.75 –2.17 g/cc). Fluid indicator (gas and water) can be separated by Lambda-Rho (valueof gas is between 1.5 – 9 Gpa*g/cc), Lambda per Mu (value of gas is between 0.5 –2.5), Vp per Vs (value of gas is between 1.5 – 2.2), and Poisson Ratio (value of gas isbetween 0.16 – 0.35). Results of Extended Elastic Impedance inversion in GTS 3Ashow that Lambda-Rho inversion has 78.57% accuracy (in MFA) and 85.71%accuracy (in MFB), Lambda per Mu inversion has 50% accuracy (in MFA) and85.71% accuracy (in MFB), Vp per Vs inversion has 71.42% accuracy (in MFA) and71.42% (in MFB), Poisson Ration has 71.42% accuracy (in MFA) and 78.57%accuracy (in MFB)., AAA field is a gas field that located in Delta Mahakam environment, Kutei Basin,East Kalimantan. AAA field is a part of giant gas field which has biggest productionin Indonesia already explored and produced almost over 40 years. One of importantsteps after exploration of the field is to conduct a reservoir characterization for fielddevelopment. Reservoir characterization to determine lithology distribution and fluidcontent is very important to know the prospect area which has economical values andnot penetrated yet by infill wells or production wells.Reservoir characterization method that has been used in this study are AVO analysisand Extended Elastic Impedance (EEI). Pre-stack 3D gather data and velocity cubeused for AVO analysis in this study. DTS logs only available in 3A45, 3A50, and3A55. Extended Elastic Impedance method started with determination of Chi (X)angle that has maximum correlation coefficient (near to 1 value) and cross-plotanalysis to determine cut-off value for lithology indicator and fluid indicator in eachwell data parameter.Analysis results show that fluid class in this study is AVO class III. Lithologyindicator (reservoir and non reservoir) can be separated by Gamma Ray (value ofreservoir between 20 – 60 GAPI) and Density (value of reservoir is between 1.75 –2.17 g/cc). Fluid indicator (gas and water) can be separated by Lambda-Rho (valueof gas is between 1.5 – 9 Gpa*g/cc), Lambda per Mu (value of gas is between 0.5 –2.5), Vp per Vs (value of gas is between 1.5 – 2.2), and Poisson Ratio (value of gas isbetween 0.16 – 0.35). Results of Extended Elastic Impedance inversion in GTS 3Ashow that Lambda-Rho inversion has 78.57% accuracy (in MFA) and 85.71%accuracy (in MFB), Lambda per Mu inversion has 50% accuracy (in MFA) and85.71% accuracy (in MFB), Vp per Vs inversion has 71.42% accuracy (in MFA) and71.42% (in MFB), Poisson Ration has 71.42% accuracy (in MFA) and 78.57%accuracy (in MFB).]"

"Cekungan Browse merupakan salah satu cekungan besar yang tergabung dalam Westralian Superbasin. Cekungan Browse tersusun atas beberapa formasi dengan lingkungan pengendapan berbeda. Penelitian ini akan berfokus pada lingkungan fluvial yang terdapat pada Formasi Plover, Formasi Jamieson, Formasi Woolaston, dan Formasi Johnson pada Cekungan Browse. Metode yang digunakan adalah seismik geomorfologi, yaitu menganalisis fitur geomorfologi pada data seismik yang sebelumnya diolah melalui spektral dekomposisi, sehingga terbentuk gambaran lingkungan pengendapan pada tiap formasi. Dilakukan pencarian endapan channel dan perhitungan geometri channel untuk mengetahui arsitektur serta evolusi yang terjadi pada channel daerah penelitian. Hasil dari penelitian memperlihatkan adanya deformasi pada Formasi Plover sehingga fitur seismik sulit dikenali. Ditemukan beberapa endapan channel pada Formasi Jamieson, Formasi Johnson, dan Formasi Woolaston dengan tipe sungai braided. Arsitektur channel terlihat jelas pada lapisan Formasi Woolaston.

---

Browse Basin is one of the large basins that are part of the Westralian Superbasin. Browse Basin is composed of several formations with different depositional environments. This research will focus on the fluvial environment in the Plover Formation, Jamieson Formation, Woollaston Formation, and Johnson Formation in  Browse Basin. The method used is seismic geomorphology, which analyzes geomorphological features in seismic data, processed through spectral decomposition which show a picture of the depositional environment that formed in each formation. Channel deposits analysis and calculation of channel geometry was done to determine the architecture and evolution that occurred in the channel in the study area. The results this study show that there is deformation in the Plover Formation that seismic features are difficult to identify. Several channel deposits were found in the Jamieson Formation, the Johnson Formation, and the Woolaston Formation with braided river types. The channel architecture is clearly visible in the Woolaston Formation layers."

"Telah dilakukan penelitian pada reservoar karbonat di Blok "D" yang terletak pada cekungan Jawa Timur Utara. Dalam penelitian ini, inversi seismik Extended Elastic Impedance (EEI) digunakan untuk memprediksi adanya reservoar gas dari posisi sumur ke sepanjang lintasan daerah survei seismik. Parameter yang digunakan adalah Lamda Mu Rho yang sensitif terhadap litologi maupun fluida dalam formasi. Pada sudut tertentu diperoleh nilai korelasi yang tinggi antara log target dengan log EEI yang merupakan best chi angle yang digunakan dalam membuat volum seismik scaled reflectivity. Korelasi log EEI dengan log LMR cukup besar dengan nilai sudut sebesar 10º (r=0.984725944623461) untuk parameter Lamda Rho, sedangkan parameter Mu Rho diperoleh nilai sudut sebesar -45º (r=0.991512244355567). Post stack inversi seismik sparse spike digunakan terhadap volum scaled reflectivity. Kemudian hasil inversi EEI digunakan untuk mendapatkan volum 2D yang digunakan untuk mengkarakterisasi adanya kandungan hidrokarbon di formasi secara vertikal. Hasil menunjukkan bahwa indikasi adanya reservoar karbonat di kedalaman 8400-8700 ft (1080-1170 ms) terdapat pada formasi Ngimbang yang berada pada nilai Mu-Rho berkisar 66-90 (Gpa*(gr/cc)). Sedangkan adanya kandungan gas dalam batuan karbonat diindikasikan dengan nilai Lamda-Rho berkisar 90-100 (Gpa*(gr/cc)).

---

A study of characterization of carbonate reservoir has been done in Block "D" locatd at North East Java basin. In this study, Extended Elastic Impedance (EEI) seismic inversion is used to predict the existence of the gas reservoir wells to the position along the trajectory of the seismic survey area. The parameters used are Lamda Mu Rho sensitive to lithology and fluid in the formation. At a certain angle obtained high correlation between target log and EEI log that best chi angle which is used to make scaled reflectivity seismic cube. Correlation EEI log with target log is good enough at a value of angle 10º (r = 0.984725944623461) for Lambda Rho parameters, while the Mu Rho parameter obtained the value of angle ?45º (r = 0.991512244355567). Post Stack Sparse Spike Seismic Inversion is applied to scaled reflectivity seismic cube. Then EEI inversion results are used to obtain a 2D volume that is used to characterize the the presence of hydrocarbons at formation vertically. The results showed that the indications contained in the carbonate reservoir in depth 8400-8700 ft (1080-1170 ms) on Ngimbang formation which is at a value of Mu-Rho ranging from 66-90 (GPa * (g / cc)). While the gas content in carbonate rocks is indicated by a value of Lamda-Rho at the range 90-100 (GPa * (g / cc))."

"Sebuah penelitian untuk mengidentifikasi konten fluida pada reservoar menggunakan analisis AVO Amplitude Variation with Offset dan studi inversi Elastic Impedance pada lapangan ldquo;V rdquo; yang berlokasi di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur telah dilakukan. Data seismik partial angle stack yang diolah dengan menggunakan analisis AVO dan inversi Elastic Impedance menghasilkan output berupa penampang seperti Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo;s Ratio Changed, Near Angle Inverted, dan Far Angle Inverted untuk diinterpretasikan lebih lanjut. Analisis atribut AVO yang dilakukan termasuk pada anomali AVO kelas III low impedance contrast sand , dan untuk lebih lanjut lagi dilakukan proses inversi Elastic Impedance dengan mengolah data tigasumur VB2, VA1ST, VA3 dan dihasilkan output berupa EI near log dan EI far log sebagai pengontrol proses inversi Elastic Impedance. Selain itu dilakukan juga krosplot antara sumur dan dan penampang inversi untuk menentukan persebaran fluida pada reservoar. Didapatkan hasil pada penampang inversi EI near, zona gas berada pada nilai 9000 ft/s g/cc sampai dengan 14200 ft/s g/cc , dan pada penampang inversi EI far, zona gas berada pada nilai 1100 ft/s g/cc sampai dengan 1600 ft/s g/cc pada top reservoar dengan rentang waktu 2800-3400 ms. Dari hasil analisis peta slicing analisis atribut AVO dan inversi Elastic Impedance EI menunjukkan bahwa daerah peneybaran reservoar batu pasir memiliki arah orientasi Barat menuju Timur Hingga Tenggara.

---

A study case of identification fluid content using AVO Amplitude Variation with Offset analysis and Elastic Impedance inversion on ldquo V rdquo field located at Kutai Basin was did. Seismic partial angle stack was processed by using analysis of AVO and Elastic Impedance inversion produced output section such as Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo s Ratio Changed, Near Angle Inverted, and Far Angle Inverted for further interpretation. AVO attribute analysis performed on the data field was included in class III AVO anomalies low impedance contrast sand , and the Elastic Impedance inversion process was further performed by the three well VB2, VA1ST, VA3 data processing and create log near EI and far EI as the inversion process controller. Also perfomed well crossplot between wells and inverted EI to determine the cross section distribution on fluid in the reservoir. Result obtained in cross section inverted near angle zone that the gas is at the value of 9000 ft s g cc up to 14200 ft s g cc , and the cross section inverted far angle that the gas is at the value of 1100 ft s g cc up to 1600 ft s g cc at top reservoir in the period 2900 3300 ms. By slicing top reservoir map of AVO attribute and Inverted EI, reservoir distribution of channel slobe sandstone have orientation direction from West to East until South East."