Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKAnalisa atribut merupakan suatu metode kualitatif yang bertujuan memunculkanfitur-fitur data seismik yang tidak nampak, baik secara geometrical maupunphysical. Secara geometrical atribut seismik dapat membantu interpreter dalammengidentifikasi diskontinuitas dikarenakan adanya struktur sementara physicaldapat membantu interpreter dalam mengetahui fisis dari batuan. Dalam penelitianini digunakan atribut koherensi yang merupakan atribut geometrical untuk melihatpersebaran dan kemenerusan patahan secara lateral guna mendapat interpretasipatahan yang lebih baik. Selain itu juga digunakan atribut amplitudo RMS yangberguna untuk memetakan persebaran dari reservoir sand. Dalam penelitian inipeneliti memetakan persebaran suatu lapisan batupasir E yang terletak padakelompok sihapas, Cekungan Sumatra Tengah, Indonesia serta menginterpretasistruktur-struktur patahan yang ada yang dapat menjadi suatu jebakan hidrokarbon.Dari analisa atribut ditemukan bahwa hasil ekstraksi atribut amplitudo RMSberkorelasi dengan lingkungan pengendapan kelompok sihapas dimana atributtersebut membentuk suatu pola yang mirip dengan tidal sand bar yang terdapatpada lingkungan pengendapan tide dominated delta yang berkembang pada bagiantenggara dari area penelitiaan.

---

ABSTRACTAttribute analysis is a qualitative method that aims to bring the features of seismicdata that is not readily apparent, both geometrical and physical. Geometricalattribute can assist interpreter in identifying discontinuities due to structure andPhysical attribute can help in knowing the physical interpretation of rock. Thisstudy used an attribute that is an attribute of geometrical coherent to see thedistribution and continuity of the fault laterally in order to obtain a betterinterpretation of the fault. RMS amplitude attribute also used for mapping thedistribution of reservoir sand. In this study, researcher mapped the distribution of asandstone layer that lies in group E sihapas, Central Sumatra Basin, Indonesia andinterpret the fault structures that exist which can be a trap for hydrocarbons. Fromthe analysis it was found that the extraction attribute RMS amplitude correlates withsihapas group depositional environment where these attributes form a pattern thatis similar to the tidal sand bar located on tide dominated delta depositionalenvironments that thrive in the south eastern part."

"ABSTRAKInterpretasi seismik yang dilakukan pada Lapangan D telah dilakukan dengan memprediksi beberapa volum properti log dengan menggunakan analisis multiatribut. Analisis ini dilakukan untuk memprediksi adanya sebaran reservoar batupasir pada zona D-28A. Selain untuk memetakan sebaran reservoarnya, analisis ini juga dilakukan untuk memprediksi adanya persebaran fluida hidrokarbon terutama hidrokabron minyak yang menjadi target pada penelitian ini. Daerah penelitian ini terletak di Lapangan D yang berada di Utara Jawa Barat. Lokasi penelitian ini dekat dengan sub-cekungan Ardjuna. Teknik analisis multiatribut ini membutuhkan input atribut tambahan yaitu model impedansi akustik yang didapatkan dengan metode inversi. Metode inversi yang digunakan pada penelitian ini adalah metode inversi model based. Hasil analisa terintegrasi dengan gabungan irisan ? irisan yang terbentuk dari volume gamma ray, resistivity, dan water saturation. Dari irisan ketiga volume ini terlihat adanya beberapa tren yang sama yang mengindikasikan adanya persebaran reservoar batupasir sekaligus adanya kandungan fluida yang diindikasikan sebagai fluida hidrokarbon minyak. Tren ini diindikasikan dengan nilai cut off gamma ray 70 API, resistivitas 1.7 ohm-m, dan saturasi air 0.9 0.SW.

---

ABSTRACTSeismic interpretation performed on D Field has been carried out with some predicting volume by using the log property multiatribut analysis. This analysis was conducted to predict the distribution of reservoir sandstones in zone D-28A. In addition to map the distribution of reservoarnya this analysis is also performed to predict the distribution of hydrocarbon fluid, especially oil hidrokabron that being targeted in this study. The research area is located on the D Field located in the North West Java. The research location is close to the sub-basin Ardjuna. Multiatribute analysis techniques requires an additional attribute input, that input is acoustic impedance model that obtained by the inversion method. The inversion method used in this study is a model-based inversion methods. Results of the combined analysis is integrated with slices that are formed from the volume of gamma ray, resistivity and water saturation. The three volume of the slices have seen a couple of the same trends that indicate the distribution of reservoir sandstones at the same time their fluid content which is indicated as fluid hydrocarbon oil. The trends shown with cut off value of gamma ray 70 API, resistivity 1.7 ohm-m, and water saturation 0.9 0.SW.;"

"Daerah "Handayani" berada di Cekungan Sumatera Selatan dengan salah satu reservoar hidrokarbon adalah batupasir Formasi Talang Akar dengan ketebalan antara 8-20 meter yang berada dibawah ketebalan tuning seismik. Pada beberapa sumur di daerah penelitian, Formasi Talang Akar yang memiliki litologi batupasir telah terbukti produktif berisi hidrokarbon. Berdasarkan analisa plot uji silang pada beberapa sumur, parameter P-Impedance dan Gamma Ray tidak dapat digunakan untuk memisahkan lithologi batu pasir dan batu lempung daerah penelitian. Dekomposisi Spektral dilakukan dengan metode Constant Bandwidth (FFT) dan Constant Q (CWT). Analisa frekuensi dilakukan pada rentang frekuensi antara 10-40 Hz dimana kedua metode ini menghasilkan anomali low frequency shadow zone pada frekuensi 15Hz. Anomali disebabkan oleh adanya efek tuning pada lapisan tipis Talang Akar. Perhitungan gradien frekuensi dilakukan pada hasil dekomposisi spektral Constant Q (CWT) untuk mendapatkan gambaran penyebaran reservoar batupasir Talang Akar. Hasil gradien frekuensi dapat digunakan untuk melakukan estimasi ketebalan batupasir Talang Akar setelah dilakukan crossplot dengan net thickness pada sumur dengan angka korelasi 0.54. Penyebaran batupasir Talang Akar berada di daerah Selatan dan tenggara daerah penelitian.

---

"Handayani" area situated at South Sumatera Basin and below tuning thickness Talang Akar Formation sandstone reservoar as study objective. TAF sandstone reservoir in several wells within study area were proven as hydrocarbon producer wells. Based on cross plot analysis on several wells, P-Impedance and Gamma Ray parameter are not working in order to separate sandstone and shale lithology within study area. Constant Bandwidth (FFT) and Constant Q (CWT) were conducted as spectral decomposition method.

Frequency analysis were conducted at frequency range between 10-40 Hz which both method were showing low frequency shadow zone anomaly at 15Hz frequency. This anomaly occurred from Talang Akar thin bed layer as tuning effect. Talang Akar thickness estimation has been conducted using frequency gradien approach from Constant Q (CWT) spectral decomposition results and bring fair correlation with net sand thickness of 0.54. Talang Akar sandstone reservoar distributed along south and southeastern flank of Handayani area."

"Analisis atribut seismik diaplikasikan untuk mengidentifikasi area prospek reservoar hidrokarbon yang sebelumnya tidak teridentifikasi dengan baik melalui pengolahan data seismik konvensional. Analisis dilakukan dengan menggunakan perhitungan atribut amplitudo dan atribut frekuensi yang merupakan parameter dasar untuk karakteristik reservoar hidrokarbon. Area-area prospek tersebut diidentifikasi sebagai anomali amplitudo tinggi dab anomali frekuensi rendah yang merupakan respon keberadaan hidrokarbon. Atribut seismik dihubungkan dengan data log sumur untuk melihat sifat-sifat fisis seperti porositas batuan pada zona disekitar posisi sumur. Hasil yang diperoleh dalam analisis a tribut seismik dinyatakan dalam peta atribut amplitudo rms, peta atribut amplitudo positif maksimum, peta atribut amplitudo sesaat, dan peta sama pada area di bagian barat, timur, dan tenggara. Berdasarkan hubungan dari sumur A dan sumur B (sumur kering) dengan zona anomali amplitudo dan anomali frekuensi, makan penentuan sumur pengeboran baru diusulkan pada area di bagian barat (Zona I, II, III), Timur (Zona IV, VII), dan Tenggara (Zona V, VI) "

"Karakterisasi reservoar seismik dari data seismik 3D dan data sumur telah diaplikasikan pada lapangan Gita seluas 60 km2 dengan target reservoar sandstone formasi Talang Akar Bawah. Blok Jabung, Cekungan Sumatra Selatan, Lapangan ini merupakan lapangan miny.ak yang berpoduksi sejak tahun 2005 dari Reservoar-A Masalah utama yang ada pada lapangan ini adalah distribusi coal yang cukup merata yang mempengaruhi reflektifitas seismik sehingga menunjukkan ambiguitas antara coal dan sandstone. Masalah utama ini dapat diatasi dengan studi seismik multiatribut dan atribut amplitude. Hasil dari analisis crossplot data sumur mengindikansikan bahwa coal dapat didefrensiasikan terhadap reservoar sandstone dengan menggunakan pseudo log Gamma Ray Index (GRJ) dalam batasan nilai tertentu. Pseudo log ini digunakan sebagai data masukan dalam proses multi~atribut dengan metode regresi linear untuk menghasilkan vo]um Gamma Ray Index. Distribusi lateral reservoar sandstone dari horizon Reservoar~A dihasilkan dari volum GRI dengan menggunakan atribut amplitude berupa amplitudo RMS, Nilai Ambang dan Total Amplitude Negatif, AtribuNll:r1but lni dapat digunakan untuk menggarnbarkan fitur geologi dari Reservoar-A pada lapangan Gita. Peta distribusi yang dihasilkan menunjukkan gambaran dari reservoar sandstone yang mewakili Reservoar-A dengan arah sebaran Barat Laut menuju Tenggara yang konsisten dengan data sumur. Hasil sebaran ini dibandingkan dengan hasil studi sebelumnya dan menunjukkan bahwa Gamma Ray Index berhasil mendiferensiasi coal dan dapat memetakan sebaran reservoar sandstone di lapangan Gita.

---

Seismic reservoir characterization of a 3D seismic and well data has been applied to 60 km2 of seismic over Lower Talang Akar Formation sand reservoirs in Gita Field of Jabung Block, South Sumatra Basin. The field has produced ail since first production in iate 2005 from the Reservoir-A. The main problem on this field is well distributed coal over and between sandstone reservoirs which affecting seismic reflectivity and shows the ambiguity between coals and sandstones.

The seismic multi-attribute and amplitude attribute study has been carried out to solve this problem. Results from cross plot analysis of well data indicate that the coals can be differentiating over and between the sandstone reservoirs by using pseudo log Gamma Ray Index (GRI) within certain cut-off value.

By using this pseudo Jog and generating multi-attribute analysis with linear regression. The Gamma Ray Index volume has been created. From this volume, the lateral distribution over Reservoir-A surface was created by using amplitude attribute of RMS Amplitude. Threshold and Sum of Negative Amplitude. These attributes can be used to delineate the Reservoir-A geological feature in Gita Field.

The distribution maps are showing the delineation of sandstone reservoirs of Reservoir-A with NW-SE direction which is consistent with well data. By comparing with the previous study, the result of latest study has been successfully used to differentiate cost and to define the sandstone reservoir distribution in Gita Field."

"Karakterisasi reservoar di lapangan Barent Sea telah dilakukan dengan integrasi analisa atribut seismik dan inversi seismik. Analisa atribut seismik dilakukan untuk mengidentifikasi batas lapisan, yang diindikasikan dengan adanya perbedaan jenis batuan antara dua lapisan. Di samping itu, inversi seismik digunakan untuk memperlihatkan impedansi akustik, yang sangat penting untuk mengetahui properti dari lapisan. Kedua atribut ini (amplitude seismik dan impedansi akustik) diharapkan berguna untuk mengkarakterisasi reservoar secara lengkap. Studi ini menggunakan data seismic 2D dan 3 data sumur. Analisa difokuskan pada dua horison, yang dipercaya sebagai target reservoar. Hasil peta horison dianalisis untuk mendapatkan peta distribusi reservoar. Hasil dari semua atribut menunjukan konfirmasi reservoar dengan nilai impendansi akustik tinggi antara 40000 - 50000 (gr/cc)*(m/s), nilai gamma ray dibawah 100 API, serta nilai resistivitas yang tinggi antara 13,4 ? 14,8 ohm - m.

---

Reservoir characterization in Barent Sea field has been carried out by integrating seismic attribute analysis and seismic inversion. Seismic attribute analysis is performed to identify layer interface, which is indicated with the contrast between two layers. In other hand, the seismic inversion is applied to provide the acoustic impedance, which is important in understanding the property of layer body. These two attributes (seismic amplitude and acoustic impedance) are expected to be useful in investigating the reservoir completely.This study is based on 2D seismic data and 3 well log data. The analysis is focused on two horizons, which is believed as target reservoir. The generated horizon map is analyzed to map the reservoir distribution. The results show a confirmation of all the attributes of the reservoir with high acoustic impedance value between 40000-50000 (g / cc) * (m / s), the value of gamma rays above 100 API, as well as high resistivity values between 13.4 to 14.8 ohm - m."

"Inversi Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan teknik inversi seismik yang secara optimal dapat memprediksi karakter dan keberadaan reservoar hidrokarbon dengan perluasan sudat datang gelombang dari -90° hingga 90°. Pada penelitian Lapangan ?Q? Sub-Cekungan Jambi, inversi EEI mampu mengkarakterisasi reservoar batupasir dan memprediksi keberadaan gas maupun minyak melalui parameter Vp/Vs ratio, lambda-rho dan mu-rho. Dalam inversi EEI dilakukan korelasi untuk mencari nilai korelasi maksimum pada sudut chi (χ) tertentu dari setiap parameter dengan melakukan korelasi antara log EEI dengan log target. Nilai sudut chi (χ) optimum atau best-chi agle ini kemudian digunakan untuk membuat volume scaled reflectivity yang dipakai dalam pembuatan model awal dan juga inversi. Proses inversi dilakukan dengan menggunakan inversi post-stack model based yang baik digunakan pada reservoar lapisan tipis. Hasil inversi selanjutnya digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar dimana hasilnya menunjukkan adanya kemungkinan resevoar yang mengandung gas dan minyak. Pada penelitian, nilai Vp/Vs ratio berkisar antara 16-18, nilai mu-rho berkisar antara 25-35 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk gas berkisar antara 20-22 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk minyak berkisar 25-27 (GPa*(g/cc)).

---

Extended Elastic Impedance (EEI) inversion method is a seismic inversion technique that optimally can predict the character and the presence of hydrocarbon reservoir with the expansion of the angle?s coming wave from -90 ° to 90 °. In the field of research 'Q' Sub-Basin Jambi, EEI is able to characterize sandstones reservoir and predict the existence of gas or oil through the parameter of Vp / Vs ratio, lambda-rho and mu-rho. EEI is performed in correlation to seek the maximum correlation value at an optimum chi (χ) angle of each parameter specified by the correlation between the targets? logs with the EEI?s logs. Optimum chi (χ) angle or a best-chi angle is then used to create a scaled volume reflectivity that is used in making the initial model and also in inversion process. Inversion is done using post-stack inversion based model which is best used on thin reservoir layer. Inversion results are then used to determine the spread of the reservoir where the results indicate the possibility resevoar containing gas and oil. In the study, the value of Vp / Vs ratio ranged between 16-18, the mu-rho values ​​ranged between 25-35 (GPa * (g / cc)), the lambda-rho values for gas ranged between 20-22 (GPa * (g / cc)) and for oil ranged between 25-27 (GPa * (g / cc)).

"

"

Tesis ini menghadirkan penelitian mengenai kontribusi penerapan Inversi Seismik post-stack model-based 3D broadband PSDM dan atribut seismik 3D broadband PSDM dengan hanya berdasarkan data seismik, dikarenakan belum adanya informasi sumur pada kedalaman target ekplorasi. Sebuah studi kasus telah dilakukan pada umur kapur akhir – kapur awal yaitu pada interval batupasir serpih laut dangkal pada lapangan penelitian di perairan Arafura, Indonesia Timur. Hasil tesis menunjukkan bahwa atribut seismik yang dapat digunakan untuk membantu interpretasi struktur adalah: impedansi akustik relatif, cos phase, dan dip (untuk interpretasi fault). Kemudian penggunaan atribut seismik yang dapat mengurangi resiko ketidakberhasilan dalam pengeboran dengan menunjukkan keberadaan indikasi langsung hidrokarbon adalah: sweetness, amplitudo rata-rata (rms), frekuensi sesaat dan dekomposisi spektral. Lalu berdasarkan sayatan horizon seismik dari hasil komponen absolute post-stack model based inversi seismik dapat membantu memberikan informasi distribusi secara lateral paket sedimentasi dan secara vertikal menunjukkan reservoar berpori dan kualitas bagus berdasarkan properti impedansi akustik bawah permukaan.

---

The thesis investigates the contribution of applying 3D broadband PSDM post-stack model-based seismic inversion and 3D broadband PSDM seismic attributes independently based on seismic data-driven, due to no well information at reservoir exploration target. A case study from the late cretaceous – early cretaceous shallow marine sand-shale interval in Arafura Sea, Eastern Indonesia has been perform in this thesis. The thesis work have showed that the most promising seismic attributes capable to support structural interpretation are: relative acoustic impedance, cos phase, and dip (for fault interpretation). After that application of seismic attributes to low the drilling risk as a direct hydrocarbon indication are atttributes; sweetness, root mean square (rms) amplitude, instantaneous frequency and spectral decomposition. And then based on the horizon slice of absolute post-stack model based inversion results able to provide the lateral distribution sedimentary packages information and vertically denoting their high porous and good quality reservoir based on the subsurface acoustic impedance properties.

"

"Reservoir batupasir pada Lapangan OA terletak pada Cekungan Northern Bonaparte merupakan batupasir yang tersaturasi gas, diagenesis mineral menyebabkan beberapa daerah zona reservoir menjadi tight sandstone. Metode inversi menggunakan impedansi akustik (AI) kurang sensitif dalam membedakan litologi batupasir dan batu lempung karena memiliki nilai impedansi yang hampir sama. Simultaneous Inversion mengatasi masalah tersebut dengan melakukan inversi secara bersamaan melalui data partial angle (near, mid, far) untuk mendapatkan parameter fisis selain impedansi akustik yang diharapkan lebih sensitif dalam membedakan litologi maupun memprediksi keberadaan fluida gas seperti impedansi shear (SI) dan densitas. Ketiga parameter tersebut dapat diturunkan menjadi parameter Lame(LMR). Analisa crossplot menunjukan parameter fisis yang sensitif untuk memprediksi persebaran litologi maupun keberadaan fluida gas. Parameter densitas cukup sensitif dalam membedakan litologi yang kemudian dilakukan inversi dengan nilai cut off clean sandstone adalah 2.3-2.5 (g/cc), tight sandstone dengan cutoff 2.5-2.625 (g/cc) dan shaledengan cutoff2.625-2.8(g/cc). Keberadaan fluida gas diprediksi dengan melakukan inversi parameter Vp/Vsyang memiliki cutoff ±1.6 dan Lambda-rho dengan cut off ±25. Analisa peta persebaran parameter tersebut menunjukan persebaran batupasir dan keberadaan fluida gas dominan berada di daerah utara zona penelitian dengan karakter batupasir yang relatif memiliki porositas yang lebih baik (clean sandstone) dibandingkan dengan daerah yang relatif lebih selatan.

---

The sandstone reservoir in the OA Field is located in the Northern Bonaparte Basin, which is gas-saturated sandstone, mineral diagenesis causing several reservoir zone areas to become tight sand. The inversion method using acoustic impedance (AI) is less sensitive in distinguishing sandstone and clay rock lithology because it has almost the same impedance value. Simultaneous Inversion overcomes this problem by simultaneously inversingpartial angle data (near, mid, far) to obtain physical parameters besides acoustic impedance which are expected to be more sensitive in distinguishing lithology and predicting the presence of gas fluids such as shear impedance (SI) and density. These three parameters can be derived as Lame(LMR) parameters.

Crossplot analysis shows sensitive physical parameters to predict the distribution of lithology and the presence of gas fluid. Density sensitive in distinguishing lithology which is then inversed,obtaining clean sandstone cutoff values are 2.3-2.5 (g/cc), tight sandstonewith cutoff 2.5-2.625 (g/cc) and clay stones with cutoff2.625-2.8(g/cc). The presence of gas fluid is predicted by inversing the parameter Vp/Vswhich has a ± 1.6 and Lambda-rho cutoff of ± 25 cutoff. Analysis of the parameter distribution map shows the distribution of sandstones and the presence of dominant gas fluids in the northern area of the research zone with relatively clean sandstone characteristics, compared to relatively more southern regions."

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur.

---

"Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.

Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.

AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.

Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."