Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Analisis porositas dan permeabilitas penting dilakukan karena dapat membantu dalam penentuan parameter produksi dan mampu menjelaskan perilaku fluida pada pori batuan. Keduanya bisa didapat dari analisis petrofisika (well analysis, well testing, core analysis) dan rock phyiscs (quantitative seismic). Dari beberapa metode yang telah dilakukan untuk analisis porositas dan permeabilitas, masih belum mencukupi kebutuhan indentifikasi akan kompleksitas mikrostruktur pada batuan dan perilaku fluida pada pori batuan. Digital rock physics muncul sebagai metode yang dapat melengkapi kekurangan pada metode-metode tersebut. Penelitian ini bertujuan menganalisis kompleksitas mikro-struktur batuan terhadap porositas dan permeabilitas melalui citra batuan dengan menerapkan metode Digital Rock Physics. Hal ini dilakukan dengan mengkarakterisasi porositas dan permeabilitas pada batupasir dan karbonat dari sampel citra batuan lalu melakukan simulasi injeksi fluida menggunakan metode Parallel Lattice Boltzmann. Data berupa sampel citra batupasir dan karbonat yang merupakan core sample dari beberapa reservoir dengan kualitas baik di sekitar Eropa-Amerika Serikat, dengan ukuran sampel 200x200x200 pixels, tiap pixel sebanding dengan 1000 mm. Hasil analisis menunjukkan nilai porositas batupasir tergolong sangat baik dengan rentang 20-29% dan permeabilitas juga tergolong sangat baik dengan nilai >250mD. Korelasi keduanya menunjukkan adanya korelasi yang baik antara porositas terhadap permeabilitas dengan nilai R2 terbesar 0.81. Hasil ini sangat bermanfaat untuk pekerjaan identifikasi reservoir sebagai data pendukung untuk mengurangi uncertainty yang masih belum terjawab dalam beberapa metode analisis yang sebelumnya dilakukan (well logging, core analysis, quantitative seismic interpretation).

---

Porosity and Permeability analysis are important because it could help to determine production parameters and able to explain the fluid content in rock pores. Both can be obtained from petrophysics analysis (well analysis, core analysis) and rock physics analysis (quantitative seismic interpretation). Of the several methods that have been carried out, still insufficient identification needs for the micro-strcutures complexity and fluid content in rock pores. Digital rock physics could complement the lack of petrophysics and quantitative seismic interpretation analysis. This study aims to analyze the micro-structure complexity against porosity and permeability by rock image using digital rock physics method. This research is done by characterizing the porosity and permeability of sandstones and carbonates from rock image samples, then simulating fluid injection using Parallel Lattuce Boltzmann method. The data are rock images of sandstones and carbonates core samples from several well-produced reservoirs around Europe-United States, with a sample size of 200 x 200 x 200 pixels, which each pixel presents 1000 mm. The results show the sandstones porosity value classified as very good porosity with range 20%-29%. The permeability also classified as very good permeability with a value of >250mD. The correlation of porosity and permeability indicates good correlation with the largest R2 value of 0.81. This study is very useful for reservoir identification as supporting data to reduce uncertainty that is still unanswered in several previous anlysis methods."

"Perubahan iklim yang disebabkan oleh peningkatan emisi karbon dioksida (CO2) dunia berdampak negatif pada kehidupan. Karbonasi mineral merupakan salah satu metode carbon capture, storage, and utilisation (CCUS) untuk menangkap CO2 dengan memanfaatkan mineral alkali seperti magnesium silikat yang keberadaannya melimpah di dunia. Pada penlitian ini dilakukan eksperimen karbonasi tidak langsung terhadap produk sampingan magnesium silikat dari bittern tambak garam. Eksperimen dilakukan dengan melindi magnesium silikat bersama asam sulfat sehingga memulihkan magnesium dalam bentuk magnesium sulfat. Larutan filtrat pelindian digunakan pada proses karbonasi dengan dialirkan gas CO2 dan penambahan NH3 secara berkala, yang dilakukan dengan variasi waktu 30 menit, 45 menit, dan 60 menit. Setelah pengujian dengan analisa karakterisasi, didapatkan kenaikan konsentrasi unsur magnesium pada produk karbonasi naik secara signifikan pada waktu karbonasi 45 menit menjadi sebesar 63,257% pada sampel magnesium silikat bittern dan 62,042% pada sampel magnesium silikat sintetis. Dimana pada waktu 30 menit konsentrasi magnesium sebesar 56,808% pada sampel magnesium silikat bittern dan 46,963% pada sampel magnesium silikat sintetis, dan kenaikan konsentrasi setelah waktu tersebut tidak signifikan. Sementara pada produk karbonasi, yang dihasilkan adalah senyawa karbonat, seperti hydromagnesite, magnesite, calcite, dan dolomite yang dapat menyimpan gas CO2 yang ramah lingkungan dan bersifat stabil untuk disimpan dalam jangka waktu yang lama. Hal ini dapat berpotensi untuk menurunkan emisi gas CO2 yang dihasilkan industri.

---

Climate change caused by the increasing carbon dioxide emissions (CO2) globally negatively impacts life. Mineral carbonation is one of the methods for carbon capture, storage, and utilization (CCUS) to capture CO2 by utilizing alkaline minerals such as magnesium silicate, which are abundant worldwide. This study conducted an indirect carbonation experiment on the byproduct of magnesium silicate from salt pond bittern. The experiment involved leaching magnesium silicate with sulfuric acid to recover magnesium as magnesium sulfate. The leachate filtrate solution was used in the carbonation process by flowing CO2 gas and periodic addition of NH3, with variations in the time intervals of 30 minutes, 45 minutes, and 60 minutes. After testing and analyzing the characteristics, it was observed that the concentration of magnesium in the carbonate product significantly increased during the 45-minute carbonation time, reaching 63.257% in the bittern magnesium silicate sample and 62.042% in the synthetic magnesium silicate sample. At the 30-minute mark, the magnesium concentration was 56.808% in the bittern magnesium silicate sample and 46.963% in the synthetic magnesium silicate sample. There was no significant increase in concentration beyond that time. The resulting carbonate products, such as hydromagnesite, magnesite, calcite, and dolomite, can store environmentally friendly CO2 gas and remain stable for long-term storage. This experiment has the potential to reduce the emissions of CO2 gas produced by industries."

"ABSTRAKTelah dilakukan penelitian yang bertujuan untuk mengetahui respon AVO modeling pada reservoar karbonat yang memiliki porositas dan jenis fluida yang berbeda. Penelitian ini menggunakan data sintetik sebagai input untuk melakukan proses AVO modeling. Data sintetik ini terdiri dari 16 sumur, yaitu sumur pertama dibuat dengan porositas 0 tidak terisi oleh fluida sama sekali , lima sumur tersaturasi oleh minyak dengan variasi porositas sebesar 10-50 , lima sumur tersaturasi oleh air dengan variasi porositas sebesar 10-50 , dan lima sumur tersaturasi oleh gas dengan variasi porositas sebesar 10-50 . Hasil analisis AVO modeling menunjukkan respon yang berbeda terhadap setiap porositas. Bertambah besarnya porositas pada batuan karbonat, cenderung menunjukkan respon amplitudo yang semakin tinggi. Amplitudo pada minyak dan air menunjukkan respon yang sama, yaitu cenderung mengalami penurunan seiring dengan bertambahnya offset. Semakin jauh offset dan besar angle, maka respon reflektivitasnya akan menurun, sehingga menyebabkan penurunan respon amplitudo.

---

ABSTRACTHas conducted research that aims to know the response of the reservoir AVO modeling carbonate porosity and different fluid types. This study uses synthetic data as input for AVO modeling process. This synthetic data consists of 16 wells, the first wells were made with a porosity of 0 not filled by the fluid at all , five wells saturated with oil with a variation of the porosity of 10 50 , five wells saturated by water with porosity variations of 10 50 , and five wells saturated by gas with a variation of the porosity of 10 50 . AVO modeling analysis results showed different responses to each of the porosity. Increase the amount of porosity in carbonate rocks, tend to show that the higher the amplitude response. The amplitude of the oil and water showed the same response, which tends to decrease with increasing offset. The further offset and large angle, then the response reflektivitasnya will decrease, causing a decrease in the amplitude response."

"ABSTRAKSecara umum, struktur pori sekunder pada reservoir karbonat sangat kompleks dikarenakan proses diagenesis yang terjadi padanya. Kompleksitas ini mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada batuan karbonat. Hal ini membuat kesulitan dalam mengkarakterisasi reservoir karbonat. Oleh karena itu, penentuan tipe pori sekunder karbonat merupakan faktor penting yang nanti akan berhubungan dengan produksi. Tujuan dari penelitian ini tidak hanya menentukan tipe pori sekunder, tetapi juga untuk memprediksi distribusi tipe pori sekunder tersebut pada reservoir karbonat. Pada paper ini, kami menggunakan metode DEM untuk menganalisis tipe pori pada batuan karbonat. Parameter input model inklusi DEM adalah fraksi porositas dan outputnya adalah modulus bulk dan modulus shear sebagai fungsi porositas, yang akan digunakan sebagai input dalam pembuatan Vp model. Selain itu, penelitian ini juga menggunakan inversi seismik post-stack yang digunakan untuk memetakan distribusi tipe pori dari data 3D seismic secara kuantitatif. Pada penelitian ini, digunakan beberapa metode standard inversi seismik post-stack seperti Model-based, Sparse-spike, dan Band Limited. Hasil inversi seismik ini akan dipilih koefisien korelasinya yang paling baik antara impedansi-P prediksi dan yang terukur. Setelah itu, dilakukan pemodelan petrofisik yang lebih baik menggunakan metode geostatistical dikarenakan kompleksitas dari reservoir karbonat itu sendiri. Hasil dari studi ini dapat memberikan gambaran terintegrasi dari seismic inversion dan rockphysics untuk menentukan distribusi porositas sekunder pada reservoir karbonat lapangan ldquo;FR rdquo;.

---

ABSTRAKIn general, carbonate secondary pore structure is very complex due to the significant diagenesis process. This complexity can affect seismic wave velocities that propagate through carbonate rocks. Consequently, it causes great adversity of characterization carbonate reservoir. Therefore, the determination of carbonate secondary pore types is an important factor which is related to study of production. This paper mainly deals not only to figure out the secondary pores types, but also to predict the distribution of the secondary pore types of carbonate reservoir. In this paper, we apply Differential Effective Medium DEM for analyzing pore types of carbonate rocks. The input parameter of DEM inclusion model is fraction of porosity and the output parameters are bulk moduli and shear moduli as a function of porosity, which is used as input parameter for creating Vp modelling. We also apply seismic post stack inversion technique that is used to map the pore type distribution from 3D seismic data quantitatively. For this research, we use several standard seismic post stack inversion methods such as Model Based, Sparse Spike, and Band Limited Inversions and then find which one has the best correlation coefficient between the predicted and measured P Impedance. Afterward, we create porosity cube which is better to use geostatistical method due to the complexity of carbonate reservoir. Thus, the results of this study might show that the integration of seismic inversion and rockphysics for determining secondary porosity distribution of carbonate reservoir at ldquo FR rdquo field."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"Karakterisasi reservoar hidrokarbon merupakan serangkaian proses yang meliputi interpretasi, analisis, serta evaluasi sebuah reservoar berdasarkan data geologi dan geofisika. Suatu reservoir hidrokarbon dapat diklasifikasikan sebagai suatu reservoar yang berkarakter ekonomis untuk eksplorasi dan produksi jika proses karakterisasi reservoir dilakukan dengan tepat secara kualitatif dan kuantitatif. Integrasi data geologi dan geofisika dapat bermanfaat bagi karakterisasi reservoar melalui pemanfaatan metode inversi seismik. Keberadaan hidrokarbon di Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan dianalisis menggunakan inversi seismik yang menggunakan data full-stack seismic secara model-based. Implementasi metode inversi model-based menggunakan properti seismik, yaitu impedansi akustik. Dengan mengintegrasi data sumur, dapat dihasilkan properti fisika batuan, seperti impedansi akustik gelombang-P (Zp) dan kecepatan gelombang-P (Vp). Pemanfaatan impedansi akustik dengan memperhatikan hasil analisis wavelet yang tepat untuk melaksanakan proses inversi dapat bermanfaat untuk melakukan prediksi litologi bawah permukaan penyusun reservoar hidrokarbon. Hasil inversi impedansi akustik dapat dielaborasikan untuk mendelineasi litologi sand dan shalesecara umum pada lingkungan pengendapan berupa delta-fluvial. Prediksi litologi melalui ketersediaan data Sumur BUDAPEST, CANNES, dan DEBRECEN pada reservoar pada studi penelitian ini berhasil memprediksi litologi berupa sand (Class 1) sebesar 40.89%, sand (Class 2) sebesar 38.08%, shale sebesar 37.20%, serta karbonat sebesar 53.34%.

---

Hydrocarbon reservoir characterization is a series of processes that include interpretation, analysis, and evaluation of a reservoir based on geological and geophysical data. A hydrocarbon reservoir can be classified as a reservoir with economical characteristics for exploration and production if the reservoir characterization process is carried out qualitatively and quantitatively. The integration of geological and geophysical data can be useful for reservoir characterization through the use of the seismic inversion method. The presence of hydrocarbons in the Talang Akar Formation, South Sumatra Basin was analyzed using seismic inversion which uses model-based, from full-stack seismic data. The implementation of the model-based inversion method uses acoustic impedance as the property. By integrating well data, rock physics properties can be generated, such as P-wave acoustic impedance (Zp) and P-wave velocity (Vp). Utilization of acoustic impedance by taking into account the results of the appropriate wavelet analysis to carry out the inversion process can be useful for predicting subsurface lithology making up hydrocarbon reservoirs. The results of acoustic impedance inversion can be elaborated to delineate sand and shale lithologies in general in delta-fluvial depositional environments. The lithology prediction through the availability of data on the BUDAPEST, CANNES, and DEBRECEN wells in the reservoir of research in this study succeeded in predicting lithology in the form of 40.89% sand (Class 1), 38.08% sand (Class 2), 37.20% shale, and 53.34% carbonate."

"Paris Agreement merupakan perjanjian mengenai mitigasi emisi gas CO2. Tujuan perjanjian ini dibentuk untuk menahan laju peningkatan temperatur global. Hal ini juga didukung mengenai volume emisi CO2 akibat pembakaran bahan bakar fosil yang mencapai 56% dari total semua emisi global. Carbon Capture and Storage (CCS) adalah salah satu solusi di bidang teknologi mitigasi yang membahas pemanasan global. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi dan menganalisis konduktivitas listrik pada sampel batuan tersaturasi CO2 yang didapatkan dari perhitungan Digital Rock Physics. Metode Digital Rock Physics adalah suatu metode berbasis digital yang memanfaatkan citra batuan digital untuk mengidentifikasi sifat fisis batuan dan visualisasi struktur mikro batuan secara lebih efektif dan efisien. Dengan memanfaat metode digital rock physics menggunakan sampel batuan pasir dan karbonat, dapat menunjukkan antara korelasi konduktivitas listrik terhadap batuan tersaturasi CO2 dengan konsentrasi 2 mg / L, 6.5 mg/L, dan 10 mg/L tiap saturasi CO2 mulai dari 0% hingga 100%. Hasil analisis menunjukkan nilai konduktivitas listrik sangat baik pada batuan pasir dengan rentang 1.38 μS/cm - 2.80 μS/cm dan batuan karbonat dengan rentang 18.38 μS/cm - 20.47 μS/cm. Hasil penelitian ini menunjukkan nilai konduktivitas listrik berbanding lurus dengan saturasi CO2. Hasil penelitian juga menunjukkan nilai porositas sangat baik pada batuan pasir dengan rentang 19.51% - 26.92% dan batuan karbonat 12.88% - 14.41%. Porositas juga mempengaruhi nilai konduktivitas listrik terhadap batuan tersaturasi CO2. Semakin besar nilai porositas, maka konduktivitas listrik akan semakin rendah. Konsentrasi CO2 juga mempengaruhi konduktivitas listrik, dimana semakin tinggi konsentrasi CO2 maka semakin besar nilai kondukstivitas listrik yang didapat. Hubungan antara konduktivitas listrik batuan dengan konsentrasi CO2 sangat kuat dengan koefisien korelasi diatas 0,9 untuk semua sampel. Berdasarkan hasil ini dapat digunakan sebagai salah satu parameter aplikasi Carbon Capture Storage (CCS) untuk mengetahui saturasi CO2 yang berada di dalam reservoir berdasarkan konduktivitas listrik batuan dengan catatan sebelumnya reservoir yang digunakan tidak ada fluida yang terisi dan tidak ada kompaksi tanah.

---

The Paris Agreement is an agreement on the mitigation of CO2 gas emissions. The purpose of this agreement was formed to restrain the rate of increase in global temperature. This is also supported by the volume of CO2 emissions due to the burning of fossil fuels, which account for 56% of all global emissions. Carbon Capture and Storage (CCS) is one of the solutions in the field of mitigation technology that addresses global warming. This study aims to identify and analyze the electrical conductivity of CO2 saturated rock samples obtained from Digital Rock Physics calculations. Digital Rock Physics method is a digital based method that utilizes digital rock images to identify rock physical properties and visualize rock microstructure more effectively and efficiently. By utilizing the digital rock physics method using sand and carbonate rock samples, it can show the correlation of electrical conductivity to CO2 saturated rocks with concentrations of 2 mg/L, 6.5 mg/L, and 10 mg/L per CO2 saturation ranging from 0% to 100%. The results of the analysis show that the electrical conductivity is very good in sandstone with a range of 1.38 μS/cm - 2.80 μS/cm and carbonate rocks with a range of 18.38 μS/cm - 20.47 μS/cm. The results of this study indicate the value of electrical conductivity is directly proportional to CO2 saturation. The results also showed very good porosity values in sandstone with a range of 19.51% - 26.92% and carbonate rock 12.88% - 14.41%. Porosity also affects the value of the electrical conductivity of CO2 saturated rocks. The greater the porosity value, the lower the electrical conductivity. The concentration of CO2 also affects the electrical conductivity, where the higher the concentration of CO2, the greater the value of the electrical conductivity obtained. The relationship between the electrical conductivity of rocks with CO2 concentration is very strong with a correlation coefficient above 0.9 for all samples. Based on these results, it can be used as one of the parameters for the application of Carbon Capture Storage (CCS) to determine the CO2 saturation in the reservoir based on the electrical conductivity of the rock with the previous record that the reservoir used was not filled with fluid and no soil compaction."

"ABSTRACTMetode rock typing adalah suatu metode yang dapat digunakan untuk menentukan nilai permeabilitas batuan dan mengklasifikasikan tipe batuan menjadi beberapa kelompok berdasarkan kondisi batuan sebenarnya. Penelitian ini menggunakan beberapa metode rock typing, yaitu metode Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, dan Pore Geometry Structure PGS. Penelitian ini menggunakan tiga sumur yang memiliki data core sebagai sumur referensi untuk digunakan metode-metode tersebut. Tujuan utama adalah melakukan komparasi dan memilih metode terbaik dari keempat metode tersebut. Kemudian menggunakan hasil metode rock typing untuk membuat model klasifikasi dan diaplikasikan kedalam sumur target yang tidak memiliki data core. Untuk klasifikasi, penelitian ini menggunakan dan melakukan komparasi metode Na ve Bayes dan Random Forest. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa metode Lucia dan Na ve Bayes adalah metode rock typing dan classifier terbaik untuk penelitian ini. Kedua metode tersebut memiliki crossplot hubungan AI dan SI yang distribusinya terseparasi dengan baik berdasarkan kelas tipe batuannya. Sehingga untuk penelitian selanjutnya, hasil tersebut dapat digunakan dan diaplikasikan kedalam model seismik.

---

ABSTRACTRock typing is a method that can be used to determine permeability value of rocks and classify rock type in reservoir rocks into different units based on actual rocks conditions. This study uses several rock typing methods, that are Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, and Pore Geometry Structure PGS. This study uses three wells that have core data as reference wells for those methods. First objective is comparing those four methods and choose the best method for our study. Then, using the result of rock typing method to make a classification model and is applied into target wells that don rsquo t have core data. For classification, this study uses and compares Na ve Bayes and Random Forest method. The result shows Lucia and Na ve Bayes is the best rock typing and classifier method. Those methods able to have AI and SI crossplot which distributed separately well based on its rock type. So for future works, that results can be used and applied into seismic model."

"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))."

"Saat ini, sekitar 40% produksi hidrokarbon dunia berasal dari reservoir karbonat. Berbeda dengan reservoir silisiklastik, reservoir karbonat memiliki karakteristik dengan tingkat heterogenitas lebih tinggi. Rock typing adalah metode klasifikasi batuan reservoir berdasarkan karakteristik spesifiknya kedalam satuan berbeda. Tujuan dari identifikasi rock type ini adalah menyederhanakan karakterisasi yang disebabkan oleh heterogenitas batuan reservoir. Identifikasi rock type pada tugas akhir ini menggunakan metode FZI, Winland-R35, dan Lucia. Metode ini dapat digunakan pula untuk memprediksi nilai permeabilitas pada uncored interval. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah RCAL dan wireline log. Pengolahan data menggunakan perangkat lunak Interactive Petrophysics, dan Microsoft Excel. Berdasarkan hasil identifikasi, rock type atau flow unit berdasarkan metode FZI dibagi menjadi enam flow unit, berdasarkan metode winland-R35 dibagi menjadi empat tipe pore throat dengan sembilan flow unit, dan berdasarkan identifikasi klasifikasi lucia, kelas petrofisika dibagi kedalam kelas dua dan kelas tiga. Pada interval rock type yang tidak memiliki data core diprediksi menggunakan artificial neural network. Input porositas pada prediksi permeabilitas terdiri dari porositas sonik dan total (terkoreksi serpih). Prediksi permeabilitas paling baik ditemukan menggunakan metode FZI, dengan input porositas total.

---

Currently, about 40% of the world's hydrocarbon production comes from carbonate reservoirs. In contrast to siliciclastic reservoirs, carbonate reservoirs have characteristics with a higher degree of heterogeneity. Rock typing is a method of classification of reservoir rocks based on their specific characteristics into different units. The purpose of this rock type is to simplify the characterization caused by the heterogeneity of reservoir rocks. Rock type identification in this final project uses the FZI, Winland-R35, and Lucia methods. This method can also be used to predict permeability value at the uncored interval. The data used in this study were RCAL and wireline logs. Data processing using Interactive Petrophysics, and Microsoft Excel software. Based on the identification, rock type or flow unit from FZI method is divided into six, winland-R35 method flow unit is divided into four types of pore throat with nine flow units, and based on identification of lucia classification, the petrophysics class is divided into second and third class. Rock type of uncored interval is predicted using an artificial neural network. Porosity input in permeability prediction are using sonic and effective porosity (shale corrected). The best prediction of permeability was found using FZI method with effective porosity input"