Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Litologi batuan merupakan hal yang paling mendasar dalam mendelineasikan reservoar. Gambaran fisis batuan dapat terlihat dari hasil permodelan impedansi akustik. Pada Formasi Missisauga yang berumur Cretaceus awal pada Lapangan Penobscot terdapat batu pasir yang sangat tebal. Pernyataan dibuktikan dengan hasil metode inversi yang diterapkan pada penelitian ini. Beberapa hal yang perlu di analisis dalam delineasi reservoar tersebut adalah perpaduan antara data seismik, data sumur, dan data geologi yang kemudian digunakan untuk membentuk persebaran lateral reservoar batu pasir dari nilai impedansi akustik. Reservoar batu pasir yang memenuhi kriteria pada formasi Missisauga terlihat pada nilai anomali impedansi akustik yang rendah (7500-9000 m/s.gr/cc) yakni pada lapisan Sand 1, 2, 3, 4, 5, 6, dan 7. Untuk mendukung persebaran lateral nilai impedansi akustik, dilakukan juga persebaran nilai porositas. Dari peta persebaran batu pasir yang terbentuk dan dari peta struktur domain waktu maupun kedalaman terlihat struktur antiklin dan patahan yang merupakan perangkap hidrokarbon dan diduga sebagai daerah prospek hidrokarbon.

---

Lithology of rock is the most basic thing for reservoir delineation. We can describe the rocks from the result of acoustic impedance modeling. The Early-Cretaceous Mississauga Formation in Penobscot Field is identified containing a thick sandstone. This statement is proved by the results of the inversion modeling method applied in this study. Some things to keep in the analysis in this reservoir delineation is a combination of seismic data, well log data, and geologic data are then used to form the lateral distribution of sandstone reservoir of acoustic impedance values.

Sandstone reservoir that meet the criteria in Mississauga Formation at the value anomaly with low acoustic impedance (7500-9000 m/s.gr/cc) at the sand 1, 2, 3, 4, 5, 6, and 7 layer. To support the lateral distribution of acoustic impedance values, was also distribution of porosity. From then sandstone distribution maps formed and structure map of time domain and depth domain looks anticline structure and fault that supposed to be a trap of hydrocarbon and a hydrocarbon prospect."

"Terdapat beberapa cara untuk mengkarakterisasi reservoar hidrokarbon khususnya minyak dan gas. Pada umumnya metode impedansi akustik yang digunakan untuk mengenali adanya perubahan perlapisan batuan reservoar seperti batu pasir, lempung, dan karbonat. Dalam studi ini, pemodelan impedansi akustik telah dilakukan untuk menghasilkan gambaran lapisan batuan yang lebih mudah diinterpretasikan dalam memetakan keadaan bawah permukaan, khususnya mengkarakterisasi reservoar dalam daerah penelitian lapangan Texaco 3D. Pemodelan ini menggunakan metode inversi colored yang dihasilkan dengan menginversi data seismik menjadi nilai impedansi akustik. Nilai ini didapat dengan penurunan data sumur sebagai kontrol dan mengunakan data sumur tersebut untuk mengubah data volume seismik menjadi volume impedansi akustik. Metode yang dilakukan juga digunakan untuk memetakan distribusi porositas dalam reservoar target. Penelitian ini menghasilkan gambaran model impedansi akustik dan porositas pada era miosen, sehingga dapat mengkarakterisasi persebaran litologi pasir dari sand C sampai sand G dengan baik. Persebaran litologi tersebut berada di kedalaman sekitar 2350m-3500m dan nilai impedansi akustik sekitar 3600-4400 (gr/cc)*(m/s) dan nilai porositas total sekitar 30%-40%.

---

There are many technique to characterize hydrocarbon reservoir especially oil and gas. Commonly, acoustic impedance method was used to recognize the change of properties reservoir rock layers such as sand, shale, and carbonate. In this study, acoustic impedance modeling has been done to produce image of rock layers lithology which is easier to be interpreted in mapping the condition subsurface, especially characterizing reservoir in research area of Texaco 3D field.

This Modeling uses colored inversion method which is made by inverting seismic data into acoustic impedance value. The value resulted is obtained by deriving the data from well as control and using it to change seismic volume data into acoustic impedance volume. The method is also used for mapping porosity distribution in the targeted reservoir.

This research produce acoustic impedance image and porosity model during Miocene era. Thus, it can characterize lithological sand distribution of Sand C to Sand G properly. The lithological sand distribution is at the depth of about 2350-3500m and the acoustic impedance value of about 3600(gr/cc)*(m/s)-4400(gr/cc)*(m/s) and total porosity about 30-40%."

"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."

"Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan tertua dengan tekanan pori tinggi di Indonesia. Penelitian dilakukan berfokus pada wilayah yang mengandung keberadaan hidrokarbon dengan kondisi tekanan tinggi (overpressure). Analisis pencarian zona hidrokarbon dilakukan menggunakan data sumur. Pengembangan eksplorasi untuk mencari cadangan minyak baru perlu dilakukan analisis tekanan pori agar proses pengeboran dapat dilakukan dengan optimum dan dapat mencegah dari kecelakaan kerja. Proses pengolahan pada penelitian ini dibagi menjadi dua, yaitu pengolahan terhadap data sumur yang digunakan untuk menentukan zona hidrokarbon dan besar tekanan pori pada area penelitian. Dalam mengolah data sumur, akan digunakan crossplot log untuk menentukan zona hidrokarbon dan menggunakan metode Eaton untuk mendapatkan estimasi tekanan pori. Selanjutnya adalah pengolahan data seismik yang akan digunakan dalam melakukan persebaran estimasi tekanan pori pada area penelitian. Pengolahan data seismik, akan dilakukan proses inversi untuk mendapatkan pemodelan kecepatan dan densitas serta inversi impedansi. Persebaran tekanan pori pada data sumur dilakukan dengan menggunakan neural network dengan masukkan data yang didapat dari hasil pengolahan data sumur dan data seismik. Berdasarkan pengolahan data yang telah dilakukan, didapatkan hasil bahwa Cekungan Jawa Timur memiliki tekanan tinggi dengan nilai tekanan pori melebihi tekanan hidrostatik. Zona overpressure ditemukan pada formasi Kujung I yaitu pada kedalaman 3725-3902 kaki dengan nilai tekanan pori 2334-2421 psi dan formasi Kujung II pada kedalaman 3975-4120 kaki dengan nilai tekanan pori sebesar 2592-2686 psi. Tekanan pori tinggi diduga karena hidrokarbon yang telah mencapai tingkat kematangan.

---

The East Java Basin is one of the oldest basins with high pore pressure in Indonesia. The research focuses on areas containing hydrocarbon presence with high-pressure conditions (overpressure). Analysis for hydrocarbon zones is conducted using well data. Exploration development to find new oil reserves requires an analysis of pore pressure to optimize drilling processes and prevent workplace accidents. The processing in this study is divided into two parts: processing well data used to determine hydrocarbon zones and the magnitude of pore pressure in the research area. When processing well data, a log crossplot will be used to identify hydrocarbon zones, and the Eaton method will be employed to estimate pore pressure. Subsequently, seismic data processing will be used to map the distribution of estimated pore pressure in the research area. Seismic data processing will involve inversion processes to obtain velocity and density modeling, as well as impedance inversion. Pore pressure distribution in well data will be conducted using a neural network, inputting data obtained from processing both well and seismic data. Based on the processed data, it was found that the East Java Basin has high pressure with pore pressure values exceeding hydrostatic pressure. Overpressure zones were identified in the Kujung I formation at depths of 3725-3902 feet with pore pressure values of 2334-2421 psi and in the Kujung II formation at depths of 3975-4120 feet with pore pressure values of 2592-2686 psi. The high pore pressure is suspected to be due to hydrocarbons reaching maturity levels."

"Lapangan G yang berlokasi pada Cekungan Sumatera Selatan, merupakan salah satu lapangan reservoar hidrokarbon. Untuk mengetahui karakter dari reservoar Lapangan G, dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan petrofisika serta penggunaan multi atribut seismik dengan metode Probabilistic Neural Network yang berfokus pada Formasi Gumai. Atribut seismik yang digunakan adalah atribut sesaat, yaitu amplitudo sesaat, fase sesaat, dan frekuensi sesaat serta parameter nilai petrofisika yang dicari adalah nilai porositas, saturasi air, dan volume shale. Anomali seismik Lapangan berupa dim spot diantara kedua patahan utama yang berorientasi NorthWest-SouthEast dan patahan berorientasi NorthEast-SouthWest, diperkirakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon. Output utama penelitian ini adalah hasil lumping untuk melihat zona suatu sumur yang memiliki prospek hidrokarbon dan hasil volume seismik prediksi dari ketiga nilai parameter petrofisika serta output sampingan dari interpretasi penampang seismik. Baik hasil lumping dan volume seismik prediksi, menampilkan bahwa Formasi Gumai memiliki prospek hidrokarbon yang juga ditampilkan pada data sumur, didapatkan bahwa Zona 5 pada Sumur G1 dan Zona 4 pada Sumur G3 memiliki prospek cadangan hidrokarbon dengan nilai volume shale sebesari 0.500, nilaii saturasii airi sebesari 0.406, dan nilai porositas sebesar 0.131.

---

Field G, which is located in the South Sumatera Basin, isi onei ofi thei hydrocarboni reservoir fields. To determine thei character ofi thei G Field reservoir, in this study, a petrophysical approach was used and the use of multiple seismic attributes using the Probabilistic Neural Network method which focused on the Gumai Formation. Seismic attributes used are instantaneous attributes, namely instantaneous amplitude, instantaneous phase, and instantaneous frequency and the parameters of the petrophysical value sought are the value of porosity, water saturation, and shale volume. Seismic anomaly in the field in the form of a dim spot between the two main faults oriented NorthWest-SouthEast and fault oriented NorthEast- SouthWest, is estimated as a place of accumulation of hydrocarbons. The main output of this research is the lumping results to see the zone of a well that has hydrocarbon prospects and the predicted seismic volume results from the three petrophysical parameter values as well as the side output from the interpretation of the seismic cross-section. Both the lumping results and the predicted seismic volume, showing that the Gumai Formation has a hydrocarbon prospect which is also shown in the well data, it is found that Zone 5 in Well G1 and Zone 4 in Well G3 have prospects for hydrocarbon reserves with a shale volume value of 0.500, a water saturation value of 0.406, and a porosity value of 0.131."

"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%."

"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)."

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

---

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

"Penelitian ini memiliki tujuan untuk menghitung besar cadangan hidrokarbon pada lapangan Q di Danish North Sea. Penghitungan besar cadangan hidrokarbon dibutuhkan untuk melakukan evaluasi prospektivitas pada lapangan tersebut. Besar cadangan hidrokarbon dihitung menggunakan metode volumetrik. Metode volumetrik menghitung volume cadangan hidrokarbon dengan menggunakan data sumur dan data seismik yang ada. Data sumur menunjukan bahwa lapisan target adalah batuan chalk dengan nilai porositas sebesar 35%, nilai volume clay sebesar 18%, dan nilai saturasi air sebesar 40%. Data seismik akan menunjukan nilai volume bulk pada lapisan target dengan memanfaatkan data hasil inversi impedansi akustik untuk menunjukan luas lapisan chalk secara lateral. Hasil dari perhitungan volumetrik menunjukan adanya tiga zona prospek dengan besar masing-masing cadangan hidrokarbon adalah zona prospek 1 sebesar 1197 MMBOE , zona prospek 2 sebesar 2130 MMBOE, dan zona prospek 3 sebesar 196 MMBOE.

---

This research has a purpose to calculate hydrocarbon stock inside Q field at Danish North Sea. The calculation of hydrocarbon stock is needed to evaluate prospect on that field. The sum of hydrocarbon stock is calculated using volumetric method. Volumetric method calculates the volume of hydrocarbon stock using data from well log and seismic data. Well log data shown that the target reservoir is chalk with porosity percentage 35%, clay volume percentage 18%, and water saturation percentage 40%. Seismic data show the thickness of target reservoir and bulk volume is calculated using that data. The result, there are three location of hydrocarbon stock prospect. Volume of hydrocarbon stock for each prospects are : prospect 1 volume is 1197 MMBOE, prospect 2 volume is 2130 MMBOE, and prospect 3 volume is 196 MMBOE."

"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."