Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Reservoir sandstone merupakan target utama atau terpenting dalam eksplorasi hidrokarbon di Formasi Mungaroo AA daerah Offshore Cekungan Carnarvorn Utara. Salah satu lapangan dengan reservoir sandstone pada Formasi Mungaroo AA berada di Lapangan Wheatstone. Identifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon merupakan suatu hal yang fundamental dalam industri Migas. Salah satu instrumen yang saat ini menjadi sangat powerfull karena begitu luas pemanfaataannya dan nilai investasi yang besar karena tidak semahal analisa core dan well testing adalah well log. Data well log hingga saat ini masih dilakukan intepretasi secara manual atau analisa kurva. Interpretasi secara manual memakan waktu lebih lama dan melelahkan sehingga dapat mengurangi keakuratan dalam interpretasi. Seiring perkembangan waktu dibutuhkan pemanfaatan yang lebih pada data well log dibutuhkan sebuah metode yang dapat meningkatkan kualitas interpretasi atau analisis sumur, yaitu data mining.Dalam penelitian ini, metode data mining Support Vector Machine (SVM) diterapkan untuk identifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon dari data well log di Formasi Mungaroo AA, Lapangan Wheatstone, Cekungan Carnarvorn Utara. Data well log yang digunakan berasal dari lima (5) sumur yang dibor di Lapangan yang sama. Penerapan SVM membutuhkan proses pelatihan, satu sumur digunakan sebagai data latih dan fungsi yang diperoleh darinya diterapkan pada 4 sumur yang tersisa. Fase klasifikasi akan meliputi 2 fase, yaitu fase penentuan litologi (sandstone dan non-sand) dan penentuan potensi hidrokarbon (produktif dan non-produktif). Kedua fase ini diterapkan secara bertahap menggunakan metode SVM.Hasil penelitian didapatkan nilai rata-rata akurasi pada fase penentuan litologi (sandstone dan non-sand) menunjukkan nilai sebesar 0.98 sedangkan pada fase penentuan potensi hidrokarbon (produktif dan non-produktif) menunjukkan nilai sebesar 0.93. Hasil akhir pengujian hipotesis t dengan membandingkan distribusi nilai Net To Gross (NTG) hasil prediksi dengan NTG field report menunjukkan menunjukkan bahwa distribusi antara keduanya mendekati. Meskipun hasil pengujian hipotesa yang didapatkan mengatakan distribusi nilai NTG mendekati, peneliti merekomendasikan bahwa metode data mining dapat digunakan sebagai alat verifikasi dalam mengidentifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon. Hal ini dapat mengurangi ketidakpastian dan meningkatkan kualitas analisis sumur.

---

Sandstone reservoir occupies the first position or dominates as a hydrocarbon resource. The sandstone reservoir is the main or most important target for hydrocarbon exploration in the Mungaroo AA Formation in the Offshore area of ​​the North Carnarvon Basin. One of the fields with a sandstone reservoir in the Mungaroo AA Formation is the Wheatstone Field. Identification of potential hydrocarbon reservoir zones is a fundamental matter in the oil and gas industry. One of the instruments that are currently very powerful because of its wide use and large investment value because it is not as expensive as core analysis and well testing is the well log. Well log data is still being interpreted manually or curve analysis. Manual interpretation takes longer and is tiring so it can reduce the accuracy of interpretation. Along with the development of time, more use of well log data is needed, and a method that can improve the quality of interpretation or well analysis is needed, namely data mining.

In this study, the Support Vector Machine (SVM) data mining method was applied to identify potential hydrocarbon reservoir zones from well log data in the Mungaroo AA Formation, Wheatstone Field, North Carnarvon Basin. The well log data used is from five (5) wells drilled in the same field. The application of SVM requires a training process, one well is used as training data, and the functions derived from it are applied to the remaining 4 wells. The classification phase will include 2 phases, namely the lithology determination phase (sandstone and non-sand) and the determination of the hydrocarbon potential (productive and non-productive. These two phases are implemented in stages using the SVM method.

The results showed that the average accuracy value in the lithology determination phase showed a value of 0.98 while the hydrocarbon potential determination phase showed a value of 0.93. The result of testing the t hypothesis by comparing the distribution of the predicted NTG value with the NTG field report shows that the distribution between the two is identical. Although the results of the hypothesis testing obtained say the distribution of NTG values ​​is identical, the researcher recommends that the data mining method can be used as a verification tool in identifying potential hydrocarbon reservoir zones. This can reduce uncertainty and improve the quality of well analysis"

"Formasi Talang Akar yang saat ini merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon yaitu sebanyak 75% akumulasi hidrokarbon dari Cekungan Sumatra Selatan dihasilkan oleh Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan serta menemukan zona reservoir baru yang dapat dijadikan zona potensi akumulasi hidrokarbon, maka penelitian ini dilakukan yaitu dengan menentukan atau mengidentifikasi zona potensi reservoir hidrokarbon pada Formasi Talang Akar. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa data yaitu data log, Routine Core Analysis (RCA), data XRD, data mudlog, dan data biostratigrafi dengan pengolahan data yang dilakukan yaitu secara kualitatif dan secara kuantitatif. Berdasarkan pengolahan data secara kualitatif dapat diamati litologi dari seluruh sumur yaitu berupa batupasir dengan selingan serpih dan terdapat beberapa endapan tipis batubara. Penentuan litologi ini dapat dilihat dari pembacaan log dan dengan validasi data mudlog. Berdasarkan analisis kuantitatif atau petrofisika, hasil perhitungan parameter petrofisika pada sumur penelitian didapatkan rata-rata pada zona hidrokarbon dengan Volume Shale (Vshale): 0,195 s.d. 0,298 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 19% s.d. 34%, Saturasi Air (Sw): 0,371 s.d. 0,616 V/V. Nilai cut off yang digunakan untuk menentukan ketebalan zona hidrokarbon (net pay) yaitu Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, dan Sw ≤ 0.7 V/V. Ketebalan zona hidrokarbon dari masing-masing sumur yaitu X1: 18,5 ft, X2: 13 ft, X3: 4,7 ft, X4: 63 ft, dan X5: 1,7 ft.

---

The Talang Akar Formation is currently the main hydrocarbon-producing reservoir, 75% of the hydrocarbon accumulation of the South Sumatra Basin is produced by the Talang Akar Formation. To maximize and find new reservoir zones that can be used as potential hydrocarbon accumulation zones, this research was conducted by determining or identifying potential hydrocarbon reservoir zones in the Talang Akar Formation. This research was conducted using several data, namely log data, Routine Core Analysis (RCA), XRD data, mudlog data, and biostratigraphic data with data processing carried out qualitatively and quantitatively. Based on qualitative data processing, it can be observed that the lithology of all wells is sandstone with shale interludes and there are several thin deposits of coal. This lithology determination can be seen from log readings and by validating mudlog data. Based on quantitative or petrophysical analysis, the results of the calculation of petrophysical parameters in the research wells obtained an average in the hydrocarbon zone with Volume Shale (Vshale): 0.195 to 0.298 V/V, Effective Porosity (PHIE): 19% to 34%, Water Saturation (Sw): 0.371 to 0.616 V/V. The cut off values used to determine the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) are Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, and Sw ≤ 0.7 V/V. The hydrocarbon zone thickness of each well is X1: 18.5 ft, X2: 13 ft, X3: 4.7 ft, X4: 63 ft, and X5: 1.7 ft."

"ABSTRAKMetode gravitasi merupakan metode geofisika yang didasarkan pada pengukuran variasi medan gravitasi karena adanya perbedaan rapat massa antar batuan. Oleh sebab itu, metode gravitasi sering digunakan dalam eksplorasi bawah permukaan, salah satunya eksplorasi hidrokarbon. Dalam proses awal, penentuan kedalaman basement dirasa penting supaya dapat dilanjutkan untuk melakukan reka ulang dalam menentukan zona reservoir hidrokarbon. Setelah penentuan basement selesai, dilanjutkan dengan melakukan permodelan inversi 3D supaya didapatkan gambaran detail mengenai struktur bawah permukaan yang mendekati bentuk sebenarnya. Berdasarkan hasil analisis data didapatkan kedalaman basement rata-rata sekitar 5.5 km dengan struktur pembentuknya adalah patahan naik dan arah strukturnya dari Timur Laut ke Barat Daya. Hasil model inversi 3D didapatkan basement yang terdeteksi merupakan batuan beku Andesite dengan nilai densitasnya sekitar 2.5 gr/cm3. Kemudian untuk zona reservoir hidrokarbon diperkirakan terletak di daerah central basin sampai bagian Selatan pulau Timor, dengan komposisi batuan reservoirnya adalah batuan sedimen pasir dengan nilai densitas sekitar 2.2 gr/cm3.

---

ABSTRACTThe method of gravity is a geophysical method which is based on the measurement of variation of the variative gravitational field due to the difference in mass density between rocks. Therefore, gravity methods are often used in subsurface exploration, one of which is hydrocarbon exploration. In the initial process, the determination of the basement depth is important in order to re establish the process in determining the hydrocarbon reservoir zone. After the basement determination is completed, the next step is to proceed with 3D inversion modeling in order to get a detailed picture of the subsurface structure that approximates the actual shape. Based on the data analysis, the average basement depth is about 5.5 km with its forming structure is the rising fracture and the direction of its structure from Northeast to Southwest. The result of 3D inversion model was found the detected basement is Andesite igneous rock with density value about 2.5 gr cm3. Then for the hydrocarbon reservoir zone is estimated to be located in the central basin area to the Southern part of the island of Timor, with the composition of the reservoir rock is sand sedimentary rock with a density value of about 2.2 gr cm3."

"[Lapangan “X” merupakan lapangan gas terbesar di delta mahakam dengan luas area permukaan yang mancapai 1350km2 dan total akumulasi gas terproduksi mencapai 8 tcf sejak tahun 1990 hingga saat ini. Penurunan produksi yang cukup tajam melatarbelakangipengembangan gas di zona dangkal (shallow gas). Sedimen pada zona dangkal ini tersusun oleh endapan deltaik berumur Miosen Atas – Pliosen dengan batupasir sebagai batuan reservoar utama. Keberadaan fluida gas pada batupasir akan berdampak pada penurunan kecepatan gelombangP dan densitas batuan sehingga memberikan kontras impendansi akustik yang kuat terhadaplapisan shale. Kontras impedansi akustik ini terlihat sebagai anomali amplitudo (brightspot)pada seismik. Adanya kenaikan nilai amplitudo seiring dengan bertambah besarnya sudutdatang menjadi hal yang menarik dalam interpretasi shallow gas ini.Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendeteksi keberadaan shallow gas di lapangan “X”menggunakan atribut AVO Sismofacies dengan 2 sumur yang dijadikan referensi untukpemodelan synthetic AVO. Penulis menggunakan 2 sumur lainnya sebagai kalibrasi terhadapanomali AVO dari Sismofacies cube yang dihasilkan.Metode AVO sismofacies ini tidak menggunakan parameter intercept (A) dan gradient (B)untuk kalkulasi AVO melainkan menggunakan dua data substack yaitu Near dan Far stack.Crossplot antara Near dan Far pada zona water bearing sand dan shale diambil untukmendapatkan background trend sehingga anomali yang berada diluar trend tersebut dapatdiinterpretasikan sebagai gas sand.Hasil dari analisis AVO Sismofacies ini cukup baik dan menunjukkan kesesuaian denganinterpretasi gas di beberapa sumur dan efek Coal berkurang jika dibandingkan Far stack.Meskipun demikian interpretasi AVO ini sebaiknya diintergrasikan dengan analisis dariatribut seismik lainnya untuk memperkuat interpretasi;Field “X” is a giant gas field in mahakam delta which cover 1350km2 of the area with totalcummulative gas production has reached 8 tcf since 1990 to recently. A significantdecreasing of gas production has led to produce gas accumulation in shallow zone as aneffort to fight againts this decline. Shallow zone is a deltaic sediments which depositedduring Upper Miocen to Pliocene with dominant reservoir is sandstone.The presence of gas in sandstone has an impact on decreasing of velocity P as well as densitywhich giving a contrast of acoustic impedance to the overlaying shale. Contrast ofimpedance can be observes in seismic as an amplitude anomaly or so called a brightspot. Anincrease of amplitude along the offset become more interesting in shallow gas interpretation.The aim of this study is to detect shallow gas accumulation di field “X” by using AVOSismofacies attribute with 2 wells as references to model respons of AVO. The result ofAVO sismofacies will be a cube and the interpreation will be calibrated with 2 existing wellscontaining proven gas bearing sands.AVO Sismofacies method will introduce Near and Far substack to be used in the calculationinstead of using common AVO paramter intecepth (A) and gradient (B). A crossplot betweensubstacks will create a background trend from water bearing zone and shale hence anyoutliers can, then,be interpreted as gas anomaly.AVO Sismofacies result is encouraging and some of AVO anomaly has been well calibratedwith existing wells. Coal effect which led to misintepretaion in shallow gas sand isdiminished compared to Far stack. Despite of this result, this anomaly interpretation need tobe intergrated with anothers seismic attribute to gain the level of confidence for shallow gasinterpretation., Field “X” is a giant gas field in mahakam delta which cover 1350km2 of the area with totalcummulative gas production has reached 8 tcf since 1990 to recently. A significantdecreasing of gas production has led to produce gas accumulation in shallow zone as aneffort to fight againts this decline. Shallow zone is a deltaic sediments which depositedduring Upper Miocen to Pliocene with dominant reservoir is sandstone.The presence of gas in sandstone has an impact on decreasing of velocity P as well as densitywhich giving a contrast of acoustic impedance to the overlaying shale. Contrast ofimpedance can be observes in seismic as an amplitude anomaly or so called a brightspot. Anincrease of amplitude along the offset become more interesting in shallow gas interpretation.The aim of this study is to detect shallow gas accumulation di field “X” by using AVOSismofacies attribute with 2 wells as references to model respons of AVO. The result ofAVO sismofacies will be a cube and the interpreation will be calibrated with 2 existing wellscontaining proven gas bearing sands.AVO Sismofacies method will introduce Near and Far substack to be used in the calculationinstead of using common AVO paramter intecepth (A) and gradient (B). A crossplot betweensubstacks will create a background trend from water bearing zone and shale hence anyoutliers can, then,be interpreted as gas anomaly.AVO Sismofacies result is encouraging and some of AVO anomaly has been well calibratedwith existing wells. Coal effect which led to misintepretaion in shallow gas sand isdiminished compared to Far stack. Despite of this result, this anomaly interpretation need tobe intergrated with anothers seismic attribute to gain the level of confidence for shallow gasinterpretation.]"

"Cekungan Sunda merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Reservoar utama berupa batupasir pada cekungan tersebut berada pada Formasi Talang Akar. Formasi ini terendapkan di daerah fluvio-deltaic atau fluvial sampai daerah transisi, sehingga karakter reservoar batupasir formasi ini cukup beragam. Untuk memaksimalkan hal ini dilakukan studi terkait lingkungan pengendapan dan zona potensi reservoar hidrokarbon melalui analisis log sumur, batuan inti, dan laporan biostratigrafi. Berdasarkan hasil analisis pola elektrofasies, daerah penelitian terdiri dari empat pola yaitu cylindrical, bell, symmetrical, dan serrated. Hasil asosiasi fasies daerah penelitian diinterpretasikan sebagai tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, dan marsh/swamp yang berada pada lingkungan pengendapan tide-dominated estuary. Pada analisis petrofisika didapat nilai rata-rata parameter petrofisika kelima sumur yaitu Volume Shale (Vsh): 15.2% – 26.8%; Porositas Efektif (PHIE): 19.3% – 25.5%; Saturasi Air (Sw): 28% – 53.9%. Nilai ketebalan zona hidrokarbon (net pay) dihitung dengan parameter cut off yaitu Vsh ≤ 58%, porositas ≥ 8%, dan Sw ≤ 88%. Net pay atau total ketebalan zona hidrokarbon pada kelima sumur antara lain yaitu K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, dan K-5 11.5 ft.

---

The Sunda Basin is one of the largest hydrocarbon-producing sedimentary basins in Indonesia. The main sandstone reservoir in the basin is the Talang Akar Formation. This formation was deposited in fluvio-deltaic or fluvial to transitional areas, so the character of the sandstone reservoir of this formation is quite diverse. To maximize this, a study was conducted related to the depositional environment and potential hydrocarbon reservoir zones through the analysis of well logs, cores, and biostratigraphic reports. Based on the results of the electrofacies pattern analysis, the research area consists of four patterns, namely cylindrical, bell, symmetrical, and serrated. The results of the facies association of the research area are interpreted as tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, and marsh/swamp in a tide-dominated estuary depositional environment. In the petrophysical analysis, the average value of the petrophysical parameters of the five wells is obtained, namely Volume Shale (Vsh): 15.2% - 26.8%; Effective Porosity (PHIE): 19.3% - 25.5%; Water Saturation (Sw): 28% - 53.9%. The hydrocarbon zone thickness value (net pay) was calculated with cut off parameters of Vsh ≤58%, porosity ≥8%, and Sw ≤88%. Net pay or total hydrocarbon zone thickness in the five wells are K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, and K-5 11.5 ft."

"Cekungan Jawa Timur Utara membentang sepanjang lebih dari 600 km dari barat ke timur, dan memanjang sekitar 250 km dari arah utara ke selatan, serta telah menjadi tempat eksplorasi dan eksploitasi minyak sejak seratus tahun lamanya (Lunt, 2013). Pada batas antara Eosen dan Oligosen, Central Deep mulai mengalami pemekaran (rifting), kemudian terjadi subsidensi secara cepat ke kondisi laut sangat dalam dan menangkap sebagian besar sedimen yang sebelumnya tertransport jauh ke arah timur. Daerah penelitian berada di area struktur Central Deep, tepatnya pada formasi Kujung. Formasi tersebut didominasi oleh litologi claystone dengan banyak sisipan tipis karbonat dan batupasir. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir yang ada pada formasi Kujung (middle Kujung hingga lower Kujung) menggunakan inversi seismik simultan dan transformasi LMR. Metode tersebut akan menghasilkan model properti batuan berupa Zp, Zs, densitas, rigiditas, dan inkompresibilitas, yang dapat digunakan untuk mengetahui sebaran litologi dan kandungan fluida di dalam batuan. Berdasarkan hasil analisis, dapat disimpulkan bahwa hasil inversi simultan mampu mendelineasi zona reservoir karbonat dan batupasir dengan masing-masing nilai parameter sebagai berikut. Reservoir karbonat memiliki nilai impedansi P sebesar 8823 – 11788 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 5338 – 6636 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.47 – 2.7 gr/cc, dan rasio VpVs paling rendah yaitu 1.63 – 1.8. Sedangkan reservoir batupasir memiliki nilai impedansi P sebesar 7764 – 8823 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 4597 – 5338 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.33 – 2.47 gr/cc, dan rasio VpVs sebesar 1.75 – 1.99. Hasil transformasi LMR menunjukkan bahwa reservoir yang mengandung hidrokarbon memiliki nilai parameter sebagai berikut. Zona hidrokarbon pada karbonat memiliki nilai inkompresibilitas 31.9 – 34.2 GPA*gr/cc dan riditas 22.7 – 32.1 GPA*gr/cc. Sedangkan zona hidrokarbon pada batupasir memiliki nilai inkompresibilitas 27.9 – 31.9 GPA*gr/cc dan rigiditas 17.4 – 22.7 GPA*gr/cc.

---

The North East Java Basin extends more than 600 km from west to east, and about 250 km from north to south, has been a place of oil exploration and exploitation for hundred years (Lunt, 2013). At the boundary between the Eocene and the Oligocene, the Central Deep begins to rifted, then subsided rapidly to very deep sea conditions and captures most of the sediment that was previously transported far to the east. The research area is in the Central Deep structure, precisely in the Kujung formation. The formation is dominated by lithology of claystones with many thin interbeds of carbonates and sandstones. This study aims to characterize the reservoir in the Kujung formation (middle Kujung to lower Kujung) using simultaneous seismic inversion and LMR transformation. This method will produce a rock property model in the form of Zp, Zs, density, rigidity, and incompressibility, which can be used to determine the lithological distribution and fluid content of the rocks. Based on the results of the analysis, it can be concluded that the simultaneous inversion result can delineate the carbonate and sandstone reservoir zones with each of the following parameter values. The carbonate reservoir has a P-impedance value of 8823 - 11788 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 5338 - 6636 (m/s)*(gr/cc), density of 2.47 - 2.7 gr/cc, and the lowest value of Vp/Vs is 1.63 - 1.8. While the sandstone reservoir has a P-impedance value of 7764 - 8823 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 4597 - 5338 (m/s)*(gr/cc), density of 2.33 - 2.47 gr/cc, and the Vp/Vs of 1.75 - 1.99. The results of the LMR transformation show that the reservoir containing hydrocarbons has the following parameter values. The hydrocarbon zone in the carbonate has an incompressibility value of 31.9 - 34.2 GPA*(gr/cc) and rigidity of 22.7 - 32.1 GPA*(gr/cc). Meanwhile, the hydrocarbon zone in the sandstones has an incompressibility value of 27.9 - 31.9 GPA*(gr/cc) and rigidity of 17.4 - 22.7 GPA*(gr/cc)."

"Penelitian ini merupakan penelitian tentang analisis Direct Hydrocarbon Indicators pada formasi Baturaja, yang berlokasi di Ciwaru, Kuningan, Jawa Barat. Fokus pada penelitian ini terletak pada lapangan “PB” yang dimiliki oleh PT Pertamina Hulu Rokan. Lapangan ini memiliki potensi hidrokarbon yang sangat tinggi, namun lokasi pengeboran yang ada masih terbatas, sehingga diperlukan analisis lebih lanjut terhadap data seismik dan data well log yang ada. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi zona reservoir hidrokarbon menggunakan analisis struktur, dan analisis Direct Hydrocarbon Indicators yang didukung dengan analisis atribut RMS amplitude. Penelitian ini menghasilkan sebuah model petroleum system dari hasil analisis trap, direct hydrocarbon indicators, well log, serta studi literatur geologi regional dengan zona reservoir hidrokarbon bertipe leak dengan ciri khas gas chimney dan kandungan hidrokarbonnya merupakan fluida gas. zona trap hidrokarbon yang teranalisis melalui analisis struktur, bertipe antiklin dengan ketebalan 465 m. zona reservoir hidrokarbon berada pada batuan limestone, dengan hidrokarbon yang berada pada reservoir ini merupakan fluida gas dengan ketebalan 10 m.

---

This study is a research on the analysis of Direct Hydrocarbon Indicators in the Baturaja formation, located in Ciwaru, Kuningan, West Java. The primary focus is on the "PB" field owned by PT. Pertamina Hulu Rokan, which holds significant hydrocarbon potential. However, drilling locations are limited, prompting the need for further analysis of seismic and well log data. The research aims to identify hydrocarbon reservoir zones through structural analysis and direct hydrocarbon indicators, supported by RMS amplitude attribute analysis. This research produces a petroleum system model derived from trap analysis, direct hydrocarbon indicators, well logs, and a literature review of regional geological studies. with the hydrocarbon reservoir zone identified as a leak-type reservoir characterized by gas chimney features and its hydrocarbon content being gas fluid. The type of the reservoir zone is anticline with thickness of 465 m. the reservoir stone in this field are limestones. In this reservoir zone the hydrocarbon content is field with gas fluids with thickness of 10 m."

"Daerah penelitian terletak di Sunda Basin yang merupakan bagian dari Cekungan Northwest Java yang terletak di offshore. Cekungan ini terbukti produktif, namun aktivitas eksplorasi saat ini di daerah penelitian ini jarang. Penelitian difokuskan pada reservoir hidrokarbon dari formasi karbonat di Lapangan 'X', yang dikenal sebagai Formasi Batu Raja Atas. Lapangan ini memiliki dua sumur untuk diteliti, yaitu Sumur GD1 dan GD2, keduanya merupakan sumur deviasional dan memiliki jarak yang berdekatan satu sama lain. Dalam menentukan reservoir hidrokarbon di daerah ini, analisis petrofisika dan metode inversi seismik telah dilakukan. Keduanya akan digunakan untuk menganalisis reservoir hidrokarbon sebagai hasil utama. Parameter analisis petrofisika terdiri dari permeabilitas, densitas, volume shale, porositas dan saturasi air. Selain itu, inversi seismik menerapkan metode impedansi akustik untuk menunjukkan kenampakan geologi di bawah permukaan, sehingga dapat mengidentifikasi karakterisasi reservoir. Nilai Impedansi Akustik menunjukkan bahwa zona minat di Batu Raja Atas atau diperpendek formasi UBR memiliki rentang interval dari 17.000 hingga 22.000 (ft/s)*(g/cc), sehingga kedua metode tersebut dapat membuktikan formasi ini memiliki karakterisasi yang baik sebagai target utama atau reservoir. Berdsarkan analisis petrofisika, hasil perhitungan parameter volume shale, saturasi air, dan porositas yang telah dianalisis menunjukkan bahwa area zone of interest memiliki reservoir hidrokarbon yang cukup baik. Hal tersebut dapat dilihat dari nilai rata-rata volumei shalei sebesari kurang dari sama dengan 40%, nilaii saturasii airi sebesari kurang dari sama dengan 0.43 v/v, dan nilaii porositasi sebesari 0.117-0.13 v/v.

---

The study area is located in Sunda Basin which is part of Northwest Java Basin that lies on offshore. The basin is proven to be prolific, however, the current exploration activity in this study area is sparse. The study is focused on the hydrocarbon reservoir of the carbonate formation, which is known as Upper Batu Raja Formation. This research has two wells to be researched, which are Well GD1 and GD2, both of them are deviational wells and have close distance with each other. To specifically determine the hydrocarbon reservoir in this area, a petrophysical analysis and seismic inversion method have been carried out. Both of them will be used to analyze the hydrocarbon reservoir as the main result. The parameters of petrophysical analysis consist of permeability, density, shale volume, porosity and water saturation. Aside from that, the seismic inversion applies acoustic impedance method to show the geological appearance in the subsurface, therefore it can identify the reservoir characterization. The Acoustic Impedance value shows that the zone of interest in Upper Batu Raja or as shorten as UBR formation has interval range from 17000 to 22000 (ft/s)*(g/cc), hence, these methods promptly prove this formation has good characterization as the main target or reservoir. According to petrophysical analysis, the results of shale volume, water saturation, and porosity which have been analyzed show that zone of interest has a good hydrocarbon reservoir. It has been proved from the average calculation of shale volume more or less 40%, water saturation more or less 0.43 v/v, and porosity in range 0.117-0.13 v/v."

"Basement merupakan batuan yang kompak dan memiliki porositas yang sangat kecil, sehingga dibutuhkan porositas sekunder agar dapat menyimpan hidrokarbon. Rekahan merupakan salah satu porositas sekunder, namun tidak semua rekahan dapat menjadi porositas sekunder yang baik. Rekahan terbuka dapat menyimpan hidrokarbon dan menukung produktivitas dan kualitas dari basement reservoir. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi rekahan terbuka dengan menggunakan log FMI dan atribut seismik pada lapangan "I", Cekungan Barito. Hasil dari interpretasi log FMI dari kedua sumur menyatakan bahwa arah azimuth dari rekahan terbuka adalah Timur-Timur Laut mdash;Barat-Barat Daya, Utara-Barat Laut Selatan-Tenggara dan Barat-Barat Laut Timur-Tenggara serta dapat diketahui arah stress horizontal. Orientasi stress dari log FMI didukung oleh data leak-off test LOT dan log densitas dapat mengidentifikasi stress regime yang berlaku pada cekungan Barito. Orientasi azimuth dan dip dari open fracture hasil dari analisa open fracture digunakan sebagai input di stereonet, sebagai filter orientasi untuk melakukan ant-tracking. Atribut ant-track berdasarkan dari algoritma ant-colony optimization dimana atribut ini hanya memetakan objek yang kontin dan digunakan sebagai metode untuk meningkatkan resolusi dari atribut geometri seismik lainnya. Atribut yang sensitif terhadap rekahan yaitu varian digunakan sebagai input untuk atribut ant-track. Hasil menunjukkan bahwa ant-track dan image log berkorelasi dengan baik. Dengan digunakannya atribut ant-track, patahan dan rekahan dapat diidentifikasi dengan resolusi dan visualisasi lebih baik dibandingkan hanya menggunakan atribut varian saja, sehingga memudahkan interpretasi.

---

basement has very small matrix porosity, secondary porosity is needed to storing hydrocarbon within the basement. Fracture is a secondary porosity, yet not all fracture can be a good secondary porosity. Open fracture have capability to storing hydrocabon, also have important roles in productivity and quality of the pre tertiary basement reservoir. This study is aimed at identifying open fractures using FMI log and seismic attributes in the I Field, Barito Basin. Interpreted image log FMI on two wells gives the azimuth and dip orientation of open fractures ENE ndash WSW, NNW SSE and WNW ESE and also the horizontal stress orientation. The stress orientation from image log combined with leak off test LOT data and density log used to prevailing stress fields.

Azimuth and dip orientation of the open fracture from FMI log is the input of the stereonet, as an orientation filter for ant tracking. Ant track attribute is based on ant colony optimization algorithm that captures only continuous features and used as edge enhancement methods for fracture sensitive attributes. The fracture sensitive attribute variance applied as an input data for ant track attribute. Results showed that ant track map and image log analysis correlated very well. Also, by applying ant track attribute to the fracture sensitive attributes succesfully able to identify faults and fractures with better resolution and visualization than only using the fracture sensitive attribute itself, so it makes easier to interpret and get the information."

"Lapangan A merupakan lapangan offshore yang berada di Laut mid-Norway dan telah memproduksi minyak dan gas bumi cukup lama. Tiga buah sumur digunakan pada penelitian ini dengan kelengkapan data Gamma Ray, NPHI, RHOB, dan log Sonik. Untuk mengidentifikasi reservoir hidrokarbon digunakan metode seismik inversi untuk menghasilkan nilai impedansi akustik dan metode well log berupa gamma ray dan porositas guna menggambarkan penyebaran batu pasir pada reservoir hidrokarbon. Dalam proses inversi dibuat dua buah horison yaitu top dan bottom dengan kontrol tiga buah sumur.

---

Field A is an offshore field, located in the mid-Norway Sea and has been producing oil and gas for a while. Three wells were used in this study that have Gamma Ray, NPHI, RHOB, and sonic logs. Seismic inversion method is used to identify the hydrocarbon reservoir then to deliver an acoustic impedance. Well log analysis such as gamma ray, porosity, and density are used to illustrate lithology of hydrocarbon reservoir. Inversion method created two horizons ,the top and bottom, with three wells controls."