Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan “SJ” merupakan salah satu lapangan produksi migas yang terletak di Cekungan Sumatera Tengah yang saat ini dikelola oleh PT. Pertamina Hulu Rokan. Lapangan ini mulai diproduksi sejak tahun 1975 dengan jumlah total pengeboran hingga saat ini sebanyak 57 sumur. Pada lapangan ini terdapat potensi reservoir gas di Formasi Petani dan belum dilakukan perhitungan cadangannya. Penelitian ini bertujuan untuk melakukan perhitungan nilai cadangan gas (OGIP) pada Lapangan “SJ”, Formasi Petani, Cekungan Sumatera Tengah dengan menggunakan metode perhitungan 2D volumetric. Hasil penelitian menunjukkan bahwa potensi reservoir pada Formasi Petani dibagi menjadi 3 unit yaitu U PTUA, PTUA, dan PTA. Ketiga reservoir memiliki rentang nilai porositas efektif sebesar 19-25% dan saturasi air sebesar 62-72%. Hasil perhitungan cadangan gas (OGIP) dengan metode 2D volumetric pada Formasi Petani adalah sebesar 378 MMSCF untuk U PTUA, 251 MMSCF untuk PTUA, dan 401 MMSCF untuk PTA.

---

The "SJ" Field is one of the oil and gas production fields located in the Central Sumatra Basin, currently managed by PT. Pertamina Hulu Rokan. The field has started production in 1975 with a total of 57 drilled wells. Within the field, there are potential gas reservoirs in the Petani Formation that have not yet been evaluated for the reserve values. The research aims to calculate the gas reserve value (OGIP) in the "SJ" Field, Petani Formation, Central Sumatra Basin using a 2D volumetric method. The research findings indicate that the reservoir potential within the Petani Formation is divided into three units: U PTUA, PTUA, and PTA. All three reservoirs have an effective porosity ranging from 19% to 25% and water saturation ranging from 62% to 72%. The gas reserve calculation (OGIP) using the 2D volumetric method for the Petani Formation is estimated to be 378 MMSCF for U PTUA, 251 MMSCF for PTUA, and 401 MMSCF for PTA."

"Jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon dapat dikaji dengan melakukan perhitungan cadangan. Salah satu cara untuk mendapatkan nilai pretorian cadangan hidrokarbon adalah dengan memodelkan reservoar pada lapisan interest dari sebuah lapangan penghasil hidrokarbon. Daerah penelitian lapangan FIAN berada pada Sub-Cekungan Jambi yang secara regional termasuk wilayah Cekungan Sumatera Selatan. Fokus penelitian berada pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 yang merupakan zona reservoar pada lapangan FIAN. Model berbasis data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, dan peta struktur sebagai input dalam memodelkan reservoar dengan pendekatan geostatistik stokastik. Pemodelan fasies menggunakan metode SIS (Sequential Indicator Simulation) sedangkan pemodelan properti petrofisika menggunakan metode SGS (Sequential Gaussian Simulation). Pemodelan properti petrofisika terdiri dari pemodelan porositas, saturasi air, dan NTG (net to gross). Dari analisis fasies seismik menunjukkan bahwa lapangan FIAN berada pada lingkungan pengendapan marine atau delta yang sifatnya tenang. Lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki karakteristik reservoar yang baik karena memiliki nilai properti petrofisika optimal yaitu porositas 20-30%, saturasi air 50-70%, dan NTG 70-90%. Berbasis peta isopach lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki ketebalan rata-rata berturut-turut 49,34 meter dan 26,30 meter. Proses perhitungan cadangan minyak dapat dilakukan dengan memodelkan STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) yang pada lapisan Sand 1 dan Sand 2 memiliki nilai 64 x 106 m3. Terdapat respons hidrokarbon yang baik pada lapisan tersebut di sebelah baratdaya lapangan FIAN.

---

The amount of oil and gas production from a hydrocarbon producing field can be assessed by making a reserve calculation. One of many ways to obtain an estimated value of hydrocarbon reserves is modeling the reservoir in the interest layer of a hydrocarbon producing field. The FIAN field research area is in the Jambi Sub-Basin which is regionally included in the South Sumatra Basin. The research focus is on the Sand 1 and Sand 2 layers which are reservoir zones in the FIAN field. The model based on seismic data and well data which in processing produces geological marker, and structure maps as input in modeling the reservoir with stochastic geostatistical approach. Facies modeling is using the SIS (Sequential Indicator Simulation) method while petrophysical property modeling is using the SGS (Sequential Gaussian Simulation) method.

Petropyhsical property modeling consists of porosity, water saturation, and NTG (net to gross). From the analysis of seismic facies shows that the FIAN field is in a marine or delta deposition environment with tranquil condition. Sand 1 and Sand 2 layers have good reservoir characteristics because it has optimal petrophysical values i.e. 20-30% porosity, 50-70% water saturation, and 70-90% NTG. Based on isopach maps, Sand 1 and Sand 2 layers has an average thicknesses of 49,34 meters and 26,30 meters consecutively. The process of calculating oil reserves can be done by modeling STOIIP (Stock Tank Oil Initially in Place) which at the Sand 1 and Sand 2 layers has a value of 64 x 106 m3. There is a potential hydrocarbon response in that layers at southwest of the FIAN field."

"Perhitungan cadangan hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui jumlah minyak dan gas dari suatu lapangan yang diindikasikan memiliki cadangan hidrokarbon. Untuk mendapatkan perkiraan jumlah cadangan dilakukan beberapa proses yang terutama adalah pemodelan reservoar yang dapat dibagi menjadi dua tahap utama yaitu pemodelan struktur dan pemodelan properti. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Pada penelitian kali ini didapatkan bahwa batuan reservoar memiliki nilai porositas rata – rata sebesar 0.2, nilai kandungan lempung rata – rata sebesar 0.6 dan nilai saturasi air rata – rata sebesar 0.5. Analisis multiatribut seismik digunakan untuk melakukan persebaran parameter petrofisika pada volum seismik. Atribut yang digunakan adalah inversi seismik sebagai atribut eksternal, Instantaneous Frequency, Amplitude Envelope, Cosine Instantaneous Phase dan Instantaneous Phase. Berdasarkan hasil analisis petrofisika dan pemodelan reservoar didapatkan potensi gas pada area sumur SMR-01 dengan arah persebaran reservoar pada azimuth 45˚ dengan nilai major direction 3700 dan minor direction 3200. Lapangan “MSS” didapatkan perkiraan cadangan jumlah GIIP sebesar 776553 103 sm3.

---

Calculation of hydrocarbon reserves is a study to determine the amount of oil and gas from a field which is indicated to have hydrocarbon reserves. To get an estimate of the amount of reserves, several processes are carried out, mainly reservoir modelling can be divided into two main stages, structural modelling and property modelling. Petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters that are useful for characterizing reservoir rocks. In this study, it was found that the reservoir rock has an average porosity value is 0.2, an average clay content value is 0.6 and an average water saturation value is 0.5. Seismic multi-attribute analysis was used to perform the distribution of petrophysical parameters on seismic volume. The attributes used are seismic inversion as an external attribute, Instantaneous Frequency, Amplitude Envelope, Cosine Instantaneous Phase and Instantaneous Phase. Based on the results of petrophysical analysis and reservoir modelling, The gas reserves found in the SMR-01 well area with the reservoir distribution direction is 45˚ azimuth with a major direction value of 3700 and a minor direction of 3200. "MSS" field estimated reserves of GIIP are 776553 103 sm3."

"Lapangan "X" berlokasi di provinsi Sumatra, termasuk dalam Cekungan Sumatra Tengah, dan memiliki potensi hidrokarbon yang tersimpan dalam reservoir batupasir dari Formasi Menggala. Formasi ini, yang didominasi oleh litologi batupasir dan berasal dari Miosen Awal, berpeluang menjadi reservoir utama di lapangan tersebut. Untuk memahaminya lebih dalam, karakterisasi reservoir dilakukan guna mengidentifikasi sifat fisik batupasir dan parameter terkaitnya. Salah satu teknik yang dapat diterapkan adalah penggunaan multiatribut seismik. Studi ini memanfaatkan data seismik 3D - Post Stack Time Migration dengan empat sumur sebagai data kontrol. Metode inversi berbasis model berperan sebagai atribut eksternal dalam analisis multiatribut dan dilakukan interpretasi dengan nilai p-impedance sebesar ±22.000 hingga ±31.000 menunjukkan dengan nilai yang cukup rendah. Melalui analisis ini, sebaran sifat fisik seperti nilai porositas, densitas, dan P-wave dari Formasi Menggala dapat diidentifikasi. Hasilnya menunjukkan bahwa porositas efektif di Formasi Menggala berkisar antara 10% hingga 30%, densitas berkisar antara 2,3 g/cm³ hingga 2,4 g/cm³, dan nilai P-wave berkisar antara 9.700 ft/s hingga 13.791 ft/s. Berdasarkan sifat-sifat fisik batuan yang dianalisis melalui multiatribut, zona yang berpotensi mengandung hidrokarbon terletak di sekitar sumur AM-1 lapangan "X". Untuk memastikan zona tersebut sebagai prospek, diperlukan analisis lebih lanjut, yaitu analisis terhadap peta sayatan inversi, peta sayatan struktur waktu, peta sayatan porositas, peta sayatan densitas, dan peta sayatan p-wave.

---

Field "X" is located in the province of Sumatra, within the Central Sumatra Basin, and holds hydrocarbon potential stored in sandstone reservoirs of the Menggala Formation. This formation, predominantly consisting of sandstone lithology and dating back to the Early Miocene, has the potential to be the primary reservoir in the field. To gain deeper insights, reservoir characterization is conducted to identify the physical properties of the sandstone and its related parameters. One technique that can be applied is the use of multi-attribute seismic analysis. This study utilizes 3D seismic data - Post Stack Time Migration with four wells as control data. The Model-based inversion methods serve as external attributes in the multi-attribute analysis and is interpreted with a p-impedance value of ±22.000 to ±31.000 indicating a fairly low value. Through this analysis, the distribution of physical properties such as porosity, density, and P-wave velocity of the Menggala Formation can be identified. The results show that the effective porosity in the Menggala Formation ranges from 10% to 30%, density ranges from 2.3 g/cm³ to 2.4 g/cm³, and P-wave velocity ranges from 9,700 ft/s to 13,791 ft/s. Based on the physical properties of the rock analyzed through multi-attribute analysis, a potential hydrocarbon zones are located around well AM-1 of field "X". To confirm these zones as prospects, further analysis is needed, namely analysis of inversion incision maps, time structure incision maps, porosity incision maps, density incision maps, and p-wave incision maps."

"Salah satu upaya yang dapat dilakukan untuk memenuhi kebutuhan energi, khususnya gas dan minyak bumi adalah dengan giat untuk melakukan eksplorasi hidrokarbon. Cekungan Sengkang merupakan salah satu cekungan yang terletak di Sulawesi Selatan yang memiliki potensi cadangan hidrokarbon yang cukup besar yaitu berupa gas bumi. Menurut Pertamina (1995) terdapat cadangan gas bumi yang terkandung di Cekungan Sengkang dengan total mencapai 750 Billion Standart Cubic Feet (BSCF). Pengkarakterisasian reservoir sangat penting untuk dilakukan dalam eksplorasi hidrokarbon karena dapat mengetahui karakteristik sifat fisika maupun batuan dari suatu reservoir itu sendiri. Salah satu metode yang sangat membantu dalam menganalisis reservoir adalah inversi seismik impedansi akustik (AI). Pada penelitian ini menggunakan 6 buah sumur yaitu S1, S2, S4, S5, S6, dan S7 serta 15 data lintasan seismik 2D Post Stack Time Migration (PSTM) yang kemudian dilakukan inversi impedansi akustik model based. Berdasarkan hasil yang diperoleh dari peta distribusi memperlihatkan persebaran reservoar karbonat berupa batu gamping yang porous pada zona penelitian yang mempunyai nilai impedansi akustik yang rendah yaitu berkisar antara 22.000 - 27.000 ((ft/s)*(g/cc)) dan mempunyai nilai persebaran porositas 26% - 28%.

---

One of the ways that can be done to meet energy needs, especially gas and oil, is to actively explore hydrocarbons. The Sengkang Basin is one of the basins located in South Sulawesi which has a large potential for hydrocarbon reserves in the form of natural gas. According to Pertamina (1995) there are natural gas reserves contained in the Sengkang Basin with a total of 750 Billion Standard Cubic Feet (BSCF). Reservoir characterization is very important in hydrocarbon exploration because it can determine the physical and rock characteristics of a reservoir itself. One method that is very helpful in analyzing reservoirs is acoustic impedance seismic inversion (AI). In this study, 6 wells were used, namely S1, S2, S4, S5, S6, and S7 as well as 15 2D Post Stack Time Migration (PSTM) seismic trajectories which were then performed with model-based acoustic impedance inversion. Based on the results obtained from the distribution map, it shows that the distribution of carbonate reservoirs in the form of porous limestone in the study zone has a low impedance value ranging from 22.000 - 27.000 ((ft/s)*(g/cc)) and has a porosity distribution value of 25% - 28%."

"Lapangan X merupakan lapangan produksi minyak dan gas bumi yang terletak pada cekungan Sumatera Tengah Daerah. Zona target hidrokarbon berada pada formasi Bekasap. Formasi Bekasap merupakan salah satu batuan reservoar yang utama di cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini telah dilakukan analisis inversi seismik dan analisis atribut seismik untuk mengidentifikasi persebaran reservoar dan dapat menganalisis keberadaan hidrokarbon pada daerah penelitian. Inversi seismik dan atribut seismik dilakukan dengan menggunakan data seismik 3D Post Stack dan data log dari 3 sumur. Data tersebut dianalisa dengan menggunakan metode inversi dan ekstraksi atribut.Perpaduan antara atribut seismik dan inversi seismik efektif untuk dijadikan sebagai landasan dalam mengambil tindakan terhadap reservoar. Dari perpaduan tersebut berupa peta persebaran reservoar batu pasir berdasarkan analisa inversi model based dan analisa atribut seismik menggunakan atribut Root Mean Square (RMS), Atribut Envelope dan Instantaneous Frequency. Berdasarkan hasil pengolahan dan interpretasi dari penelitian lapangan X, maka didapatkan nilai impedansi akustik yang tinggi sebesar 6200-7200ft/s yang intepretasikan sebagai batu pasir, Dimana pada nilai AI yang tinggi menunjukkan sand dan impedansi akustik rendah sebesar 5600-6200 ft/s yang diintepretasikan sebagai batu lempung. Dimana pada nilai AI yang rendah menunjukan shale.

---

Field X is an oil and gas production field located in the Central Sumatra Regional Basin. The hydrocarbon target zone is in the Bekasap formation. Bekasap Formation is one of the main reservoir rocks in the Central Sumatra basin. This research has conducted seismic inversion analysis and seismic attribute analysis to identify reservoir distribution and can analyze the presence of hydrocarbons in the study area. Seismic inversion and seismic attributes were carried out using 3D Post Stack seismic data and log data from 3 wells. The data is analyzed using inversion methods and attribute extraction.

The combination of seismic attributes and effective seismic inversion is used as the basis for taking action on the reservoir. From this combination in the form of sandstone reservoir distribution map based on model based inversion analysis and seismic attribute analysis using the Root Mean Square (RMS) attribute, Envelope Attribute and Instantaneous Frequency attribute. Based on the results of processing and interpretation of X field research, the high acoustic impedance value of 6200-7200ft/s is interpreted as sandstone, where at high AI values ​​it shows sand and low acoustic impedance of 5600-6200 ft/s interpreted as clay stones. Where the low AI value shows shale.

"

"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."

"ABSTRAKCekungan Sumatera tengah merupakan salah satu cekungan prospekhidrokarbon di Pulau Sumatera. Dalam studi ini, dilakukan upaya identifikasi jenisdan zona prospek hidrokarbon berdasarkan konsep analisis deteministik dan fungsibobot dari masing–masing parameter petrofisika. Objek dalam studi ini berupareservoar shaly sand yang berada pada Formasi Bekasap dan Bangko, LapanganMandala, Sumatera Tengah. Sebanyak delapan data sumur digunakan sebagai datautama dalam studi ini, disamping data core yang digunakan sebagai pengontrol darinilai properti petrofisika. Studi yang dilakukan meliputi kontrol kualitas dari datasumur hasil akuisisi, koreksi dari kondisi lubang bor, pemodelan litologi dan fluidaformasi, dan perhitungan nilai properti petrofisika. Litologi pada resevoar inimerupakan shaly sand dengan metode pengukuran saturasi air menggunakan modelpersamaan Dual Water dan porositas menggunakan neutron-densitas. Hasilpemodelan menunjukkan bahwa seluruh sumur memiliki kolom oil yang potensial.Nilai properti petrofisika yang dihasilkan pada Lapangan Mandala berada padakisaran kandungan lempung 35%, porositas 17%, saturasi air 69% danpermeabilitas 398.5 mD

---

ABSTRACTCentral Sumatera Basin is one of the hydrocarbon prospective basin inSumatera Island. The objective of this study is for identifying of types hydrocarbonprospective zones based on deterministic analysis concept and weight function fromit’s petrophysical parameter. Well data from eight wells is used as the main data inthis study while core data is used as a controller for each results of petrophysicalproperties. The main target of this study is a shaly sand reservoir located inMandala Field, Bekasap and Bangko Formation, Central Sumatera. Qualitycontrol of well data, environmental correction, lithology and fluid formationmodeling, calculation of petrophysical properties value are included in this study.Water saturation has been analysed based on Dual Water saturation model becauseof shaly sand lithology and neutron-density are good indicator for porosity.Modeling result shows that each well has a potential oil column. Results ofpetrophysical properties value in Mandala Field is about 35% for clay volumevalue, 17% for porosity value, 69% for water saturation value and 398.5 mD forpermeability value"

"Formasi Duri merupakan salah satu formasi yang berperan sebagai reservoir di Cekungan Sumatra Tengah dan merupakan salah satu formasi penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Daerah penelitian berada di Reservoir Mod, Lapangan Dai, Formasi Duri, Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini dilakukan dengan melakukan 2 analisis, yaitu analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Analisis kualitatif dilakukan dengan menganalisis litologi penyusun pada Formasi Duri, dan menentukan fasies serta lingkungan pengendapan pada Formasi Duri. Sedangkan analisis kuantitatif dilakukan dengan analisis petrofisika yang bertujuan untuk untuk mendapatkan potensi reservoir utama dengan menghitung nilai parameter – parameter petrofisika, mengetahui nilai cut off dari parameter petrofisika tersebut sehingga didapatkan zona yang berprospek menghasilkan hidrokarbon. Berdasarkan analisis kualitatif, diketahui litologi formasi duri tersusun dari batu pasir, batu pasir lanauan, dan batu lempung, dengan fasies pada daerah penelitian adalah Fasies Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, dan Sandflat dengan lingkungan pengendapan Tide dominated Estuary. Sedangkan analisis petrofisika diketahui zona efektif yang mengandung hidrokarbon yaitu zona dengan nilai volume shale yang berkisar antara 14.7% - 53.6% V/V, porositas efektif berkisar antara 20.9% - 29.6% V/V, saturasi air berkisar antara 40.1% - 68.8% V/V, Permeabilitas berkisar antara 79.6044 - 30695.541 MD, dan memiliki tebal lapisan net pay 21.5 - 230 feet.

---

Duri Formation is a formation that acts as a reservoir in the Central Sumatra Basin and is one of the largest oil and gas producing formations in Indonesia. The research area is in the Mod Reservoir, Dai Field, Duri Formation, Central Sumatra Basin. This research was conducted by conducting 2 analyses, namely qualitative analysis and quantitative analysis. Qualitative analysis was carried out by analyzing the constituent lithology of the Duri Formation, and determining the facies and depositional environment of the Duri Formation. Meanwhile, quantitative analysis is carried out by means of petrophysical analysis which aims to obtain the main reservoir potential by calculating the value of petrophysical parameters, knowing the cut-off value of these petrophysical parameters so that a zone with prospects for carbon production is obtained. Based on qualitative analysis, it is known that the lithological formations of thorns are composed of sandstone, silt sandstone, and claystone, with the facies in the study area being the Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, and Sandflat facies with the depositional environment of Tide Dominated Estuary. While the petrophysic analysis shows that the effective zone containing carbon is the zone with shale volume values ??ranging from 14.7% - 53.6% V/V, effective porosity ranging from 20.9% - 29.6% V/V, air saturation ranging from 40.1% - 68.8% V /V, Permeability ranges from 79.6044 - 30695.541 MD, and has a thick layer of net pay 21.5 - 230 feet."

"Telah dilakukan studi inversi Simultan untuk karakterisasi reservoar batu pasir di formasi Lower Pematang. Parameter elastis yang dapat dihasilkan dari inversi Simultan diantaranya adalah impedansi P, impedansi S, dan Vp/Vs, Hasil uji sensitivitas pada data sumur menunjukkan bahwa Impedansi Akustik dan Vp/Vs dengan parameter utama Vcl, porositas dan saturasi air dapat memisahkan litologi dengan baik, akan tetapi tidak mampu memisahkan fluida karena separasi yang minim. Sehingga pada studi ini, mengacu pada parameter hasil uji sensitivitas, dilakukan inversi untuk memisahkan litologi dan pesebaran reservoir batupasir berdasarkan Impedansi Akustik AI dan Vp/Vs. Pasir yang berporositas tinggi memiliki nilai Vp/Vs lebih rendah dibandingkan dengan batupasir berporositas rendah. Pada reservoir target batu pasir berporos tinggi memiliki nilai Vp/Vs 1,4 ndash;1,8. Pada formasi Lower Pematang didapatkan nilai porositas berkisar diantara 10 sampai 18 . Nilai kuantitatif ini dapat dijadikan sebagai reservoar sand yang cukup baik yang tersebar juga di daerah sumur, sedangkan ke arah barat, nilai porositasnya semakin mengecil. Nilai porositas yang tinggi disekitar sumur didukung oleh nilai yang rendah untuk AI dan Vp/Vs.

---

Simultaneous inversion studies were performed to characterize the sandstone reservoir in the Lower Pematang formation. The elastic parameters that can be produced from Simultaneous inversion include P impedance, S impedance, and Vp Vs, results of a sensitivity test on the well data shows that Acoustic Impedance and Vp Vs with the main parameters of VCL, porosity and water saturation can separate the lithological well, but not able to separate the fluid due to minimal separation. So in this study, referring to the parameters of the sensitivity test results, an inversion is conducted to separate the lithology and the spread of the sandstone reservoir based on the Acoustic Impedance AI and Vp Vs. High porous sand has a lower Vp Vs value compared to low porous sandstones. The high porous sandstone target reservoir has a value of Vp Vs 1.4 to 1.8. In the formation of Lower Pematang obtained porosity value ranges between 10 to 18 . This quantitative value can be used as a reservoir sand are quite well spread also in the area of the well, while to the west, the value of porosity has narrowed. High porosity values around the well are supported by low values for AI and Vp Vs."