Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Ketersediaan yang rendah dan permintaan yang tinggi akan energi minyak dan gas bumi di Indonesia menyebabkan perlu diadakannya eksplorasi terhadap potensi cadangan terbaru. Berdasarkan website ESDM, masih terdapat cukup banyak cekungan sedimen di Indonesia yang belum dieksplorasi dengan baik. Cekungan Ketungau merupakan salah satu cekungan yang belum dieksplorasi dan memiliki potensi cadangan hidrokarbon. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi sub-basin menggunakan metode gaya gravitasi pada cekungan Ketungau. Sub-basin yang teridentifikasi diharapkan memiliki potensi sebagai cadangan hidrokarbon. Penelitian ini mengidentifikasi area 7 sebagai sub-basin berdasarkan analisis gravitasi dan pertimbangan aspek geologi. Area 7 memiliki nilai anomali residual yang rendah; nilai FHD yang tinggi; dan ditentukan sebagai patahan berjenis patahan naik. Berdasarkan data tersebut area 7 yang memiliki luasan sebesar 401,92 km2 diyakini sebagai sub-basin yang akan berfungsi sebagai wadah dalam petroleum system. Penentuan komponen lain dalam petroleum system bisa dilakukan dengan metode geofisika lainnya. Penelitian ini diharapkan dapat dijadikan acuan dalam penelitian selanjutnya.

---

Lack of supply and high demand for oil and gas energy in Indonesia have led to the need for exploration of new potential reserves. Based on the ESDM site, there are still quite a lot of sedimentary basins in Indonesia that have not been explored properly. The Ketungau Basin is one of the basins that has not been explored and has potential reserves of doubt. This research aims to identify sub-basins using the gravity method in the Ketungau basin. The expected sub-basin has potential as a potential hazard. This study identified area 7 as a sub-basin based on gravity analysis and consideration of geological aspects. Area 7 has a low residual anomaly value; high FHD value; and is defined as a thrust fault. Based on these data, area 7 which has an area of ​​401.92 km² is believed to be a sub-basin that will function as a reservoir in the petroleum system. Other components in the petroleum system can be carried out by other geophysical methods. It is hoped that this research can be used as a reference in next studies."

"ABSTRAKKeberadaan sistem perminyakan di kabupaten majalengka dapat di identifikasi oleh keberadaan rembesan minyak. Berdasarkan dari penelitian LIPI 2016 menggunakan data gravitasi memperlihatkan keberadaan sub cekungan di majalengka. Keberadaan struktur sub cekungan menjadi indikasi yang utama tentang keberadaan hidrokarbon. Potensial terbentuk nya hidrokarbon berdasarkan dari penelitian praptisih dan kamtono 2016 berada di Formasi Cinambo yang berisi batuan sedimen. Namun keberadaan batuan sedimen tersebut tertutupi oleh batuan vulkanik yang di produksi oleh gunung Ciremai. Berdasarkan dari section Audio Magnetotellurik pada penelitian sebelumnya memperlihatkan struktur patahan yang diperkirakan sebagai jebakan hidrokarbon. Untuk mengidentifikasi struktur patahan dan keberadaan potensi struktur sub cekungan maka dilakukan pengambilan data gravitasi. Pengabilan data dilakukan dengan luas area 22 x 17 km2 dengan 170 titik pengukuran dan interval titik sejauh 1 km. Identifikasi keberadaan patahan akan dilakukan dengan menganalisis peta reidual dan penentuanjenis patahan digunakan metode Second Vertical Derivatif SVD . Hasil akhir dari penelitian ini adalah perkiraan model bawah permukaan dengan hail interpretasi terpadu data gaya berat dengan data data pendukung lain nya.hr>ABSTRAKThe existence of petroleum systems in the area of Majalengka can be identified by the presence of several oil seeps. Based on reasearch by LIPI 2016 using gravity method shown the presence of hydrocarbon sub basin in Majalengka. The presence of sub basin in the study area can be a major indication of the presence of hydrocarbon. Hydrocarbon potential according to the research by Praptisih and Kamtono 2016 are in the Cinambo Formation that consist of sedimentary rocks. Unfortunately, the sedimentary rocks are covered by volcanic rocks as a product of Mt. Ciremai. According to resistivity cross section acquired by Audio Magnetotelluric survey by Alfiansyah 2016 show that the faults structure exist which estimated as a hydrocarbon trap. To identify the fault structure and sub basin area we used gravity method. The gravity data acquisition performed in the area of 22 x 17 km2 with more than 170 stations. Identification of the presence of the fault and the type of fault structures can be done by performing the analysis of the gravity data. To identify the fault we analylsed the residual map and and to view the vertical contact between the body below the surface and produce the anomaly contour map Second Vertical Derivative SVD is used. Then the estimated subsurface structure models are made with the integrated interpretation of geological data available. The results of the study showed the structures that control the formation of traps for hydrocarbons accumulation is in the form of normal fault and showed that the study area is covered by the hydrocarbon sub basin."

"ABSTRAKTelah dilakukan penelitian delineasi subcekungan sedimen di cekungan Sengkang yang terletak di lengan bagian selatan Sulawesi. Delineasi subcekungan ini menggunakan kombinasi metode gaya berat dan magnetik, dimana cakupan data magnetik terbatas hanya didaerah Sengkang, sedangkan gaya berat tersebar diseluruh lengan bagian selatan Sulawesi. Berdasarkan analisis horizontal derivative dan second vertical derivative terhadap data gaya berat dan magnetik, subcekungan yang terbentuk dikontrol oleh patahan-patahan di lengan bagian selatan Sulawesi, terutama oleh patahan Walanae. Hasil analisis spektrum menunjukkan kedalaman rata-rata residual adalah 2 km dan kedalaman rata-rata regional sebesar 5,8 km. Hasil dari analisis horizontal derivative dan second vertical derivative yang di overlay dengan citra anomali residual dari gaya berat, dimana batuan dengan densitas tinggi seperti batuan ultrabasa, metamorf dan volkanik menjadi batas masing-masing subcekungan, sehingga terbentuk 8 subcekungan yaitu subcekungan A, subcekungan B, subcekungan C, subcekungan D, subcekungan E dan subcekungan F, subcekungan G dan subcekungan H. Batuan penyusun subcekungan ini diisi oleh batuan sedimen dari formasi Walanae yang dicirikan dengan densitas rendah dan anomali gaya berat yang rendah pula.

---

ABSTRACTThe delineation of sub basin has conducted at Sengkang basin that located in the southern part of Sulawesi arm. The delineation of sub basin using a combination of gravity and magnetic methods, where the magnetic data is limited, coverage only Sengkang area, while gravity station are scattered throughout the southern part of Sulawesi arm. Based on analysis of horizontal derivative and second vertical derivative of the magnetic and gravity data, sub basins formerd controlled by faults in the southern arm of Sulawesi, mainly by Walanae fault. The results of the spectrum analysis shows the average depth of residual is 2 km and the depth of the regional is 5.8 km. The results analysis of the horizontal derivatives and the second vertical derivative that are overlaid with the anomalies residual of gravity, where rocks with high density like ultramafics, metamorphic and volcanic be the edge for each sub basin, and there are 8 sub basin namely by sub basin A, sub basin B, sub basin C, sub basin D, sub basin E, sub basin F, sub basin G and sub basin H. Sub basin are filled by sedimentary rocks from Walanae formation that characterized by low density and low gravity anomaly."

"Pengolahan dan analisa data gravitasi pada cekungan Sumatra Tengah diperlukan guna mengidentifikasi dan mendeliniasi keberadaan sub-cekungan yang berpotensi sebagai peng-supply hidrokarbon dan mengetahui struktur geologi bawah permukaan dengan pemodelan 2D. Analisa spektrum, analisis derivatif, serta pemodelan forward 2D dilakukan dalam pengolahan data dan disesuaikan dengan data pendukung untuk mengetahui keberadaan sub-cekungan dan struktur bawah permukaan area penelitian. Berdasarkan penerapan metode tersebut didapatkan nilai anomali bouguer berkisar dari -24.924 mGal hingga 20.119 mGal, dengan anomali tinggi pada bagian barat laut-selatan yang berhubungan dengan basemen yang terangkat di area tersebut dan anomali rendah tersebar pada arah barat daya, barat laut, timur laut, dan tenggara berhubungan dengan zona sesar. Hasil analisa spektrum menunjukkan kedalaman basemen berada pada kedalaman 3.2-7.05 kilometer, kedalaman rata-rata anomali residual berkisar 0.5-3 km. Hasil analisa derivatif yang terkonfirmasi oleh data geologi terdapat struktur sesar naik berupa sub-thrust yang berasosiasi dengan high anomali dan juga terdapat sesar normal yang berhubungan dengan low anomali. Hasil model forward 2D menggambarkan struktur lapisan penyusun berumur tua sampai muda mulai dari basemen, kelompok pematang, kelompok sihapas, formasi telisa, formasi petani, formasi minas, dan endapan alluvial. Sub-cekungan teridentifikasi memiliki estimasi kedalaman antara 3.2-3.8 km dengan batas sub-cekungan terletak pada indikasi sesar daerah penelitian.

---

Processing and analysis of gravity data in Central Sumatra Basin are needed to identify and delineate the existence of sub-basins that have the potential to supply hydrocarbons and determine the subsurface geological structure with 2D modeling. Spektrum analysis, FHD analysis, and 2D forward modeling are carried out in data processing and adjusted with supporting data to determine the existence of sub-basins and subsurface structures in the study area. Based on the application of this method, the result shows that Bouguer anomaly values ranged from -24.924 mGal to 20.119 mGal with high anomalies in the northwest-south associated with raised basement in the area and low anomaly spread in the southwest, northwest, northeast, and southeast associated with fault zones. The spectrum analysis result shows that the depth of the basement is at a depth of 3.2-7.05 km, and the average depth of the residual anomaly is around 0.5-3 km. The result of the derivative analysis which are confirmed by the geological data show that there is an reverse fault structure in the form of a sub-thrust which is associated with high anomalies and there are also normal faults which are associated with low anomaly. The result of the 2D forward model describe the layer structure from the eldest to youngest that were Basement, Pematang groups, Sihapas groups, Telisa formations, Petani formations, Minas formations, and alluvial deposits. The identified sub-basin has an estimated depth of between 3.2-3.8 km with the boundary of the sub-basin located at the fault indication in the study area.  "

"Lapangan SP merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Cekungan Arjuna. Berdasarkan data sumur FD-01 pada Main Formation ditemukan keberadaan hidrokarbon. Data Drill Steam Test pada Top B-28B dan Top B-29A menunjukan keberadaan hidrokarbon gas. Oleh karena itu perlu dilakukan karakterisasi reservoar pada zona target tersebut dengan menggunakan metode Impedansi Akustik (IA), AVO, dan Lambda Mu Rho. Tahapan pengolahan data pada penelitian ini yaitu melakukan inversi IA, dilanjutkan analisa respon AVO dan Lambda Mu Rho. Hasil inversi IA mampu memisahkan lapisan reservoar sandstone dan non reservoar shale. Nilai IA yang di golongkan sebagi reservoar sandstone B-28B dan B-29A terletak pada rentang nilai 10.000 (ft/s)(gr/cc) - 12.500 (ft/s)(gr/cc). Sedangkan yang non reservoar memiliki nilai IA antara 13.000 (ft/s)(gr/cc) - 15.000 (ft/s)(gr/cc). Nilai IA sandstone lebih rendah dibanding shale secara geologi mengidikasikan reservoar sandstone tersebut bersifat unconsolidated. Berdasarkan delineasi sebaran impedansi akustik, sandstone B-28B dan B29-A pada arah timur - barat menipis kearah cekungan di sebelah barat, dan pada arah utara - selatan sandstone menipis ke arah cekungan di sebelah selatan. Analisa respon AVO pada data gather menunjukan AVO kelas IV, yang berasosiasi dengan low impedace contrast yang sesuai dengan hasil inversi Impedansi Akustik. Respon AVO kelas IV secara geologi berasosiasi dengan lapisan unconsolidated sandstone dengan penutup shale di atasnya. Lambda Mu Rho dapat mendelineasi keberadaan reservoar sandstone yang berisi gas. Nilai Mu Rho yang di interpretasi sebagi sandstone B28-B dan B-29A memiliki nilai 0,75 (GPa)(gr/cc) - 1,40 (GPa)(gr/cc). Sandstone B-28B dan B-29A memiliki nilai Lambda Rho antara 1 (GPa)(gr/cc) - 5,8 (GPa)(gr/cc). Berdasarkan delineasi Lambda Rho dan Mu Rho, sumber pengendapan sandstone B-28B dan B-29A pada cekungan arjuna berasal dari arah utara dan timur. Hasil penelitian ini diharapkan bisa menjadi masukan dalam penentuan titik pengeboran sumur eksplorasi yang baru. Secara geologi dan hasil dari Lambda Mu Rho sebaiknya diletakan pada pada lintasan SP02 CDP 1005050. Dimana titik tersebut terletak pada puncak antiklin dan memiliki nilai Lambda Rho rendah yang berasosiasi dengan gas.

---

SP exploration field, which is located at Arjuna Basin, shows hydrocarbon potential in Main formation based on well data FD-01. Drill Steam Test data at Top B-28B and Top B-29A shows any gas hydrocarbon. Therefore, reservoir characterization in target zone is needed using several method such as Acoustic Impedance (AI), AVO, and Lambda Mu Rho. This research has been divided into three domain step: AI inversion, AVO responses analysis, and Lambda Mu Rho.

The result from AI inversion can separate lithology between sandstone reservoir and shale non reservoir. AI value from sandstone reservoir B-28B and B-29A in range 10000 (ft/s)(gr/cc) – 12500(ft/s)(gr/cc) and non reservoir has AI value in range 13000 (ft/s)(gr/cc) – 15000 (ft/s)(gr/cc). Giologically, AI value of sandstone is lower than shale which indicating sandstone reservoar has unconsolidated properties. Based on deliniation of AI distribution, B-28B and B-29A sandstone at East - West direction decrease toward to west basin, and sandstone at North - South direction decrease toward to south basin.

AVO response analysis on gather data shows class IV AVO, this response associated with low impedance contrast related to AI inversion result. Geologically, Fourth class of AVO response associates between unconsolidated sandstone layer overlaid with shale caprock on top. Lambda Mu Rho result can delineate any gas bearing sand. Sandstone reservoir B-28B and B-29A has Mu Rho value in range 0.75 (Gpa)(gr/cc) – 1.40 (Gpa)(gr/cc) and Lambda Rho in range 1 (Gpa)(gr/cc) - 5.8 (Gpa)(gr/cc). According to Lambda Rho and Mu Rho delineation, depositional source of sandstone B-28B and B29-A are from north and east Arjuna Basin.

Results from this research can be used as a guidance to locate a new wellbore exploration. From geological and Lambha Mu Rho results, the wellbore should be put on line SP02 CDP 1005050, where this area is located at top of anticline and has a low Lambdha Rho value which is associated with gas potential."

"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."

"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."

"

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.

"

"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."

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

---

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