Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Fenomena low frequency shadows merupakan fenomena unik yang terkadang dijumpai dalam analisis data seismik. Keberadaan fenomena ini terutama terkait dengan keberadaan reservoar hidrokarbon sehingga kemudian diperhitungkan sebagai direct hydrocarbon indicator. Low frequency shadows hanya dapat terlihat pada kisaran frekuensi tertentu, sehingga tidak akan terlihat langsung dari data seismik yang bersifat broadband. Time-frequency decomposition atau yang lebih umum dikenal sebagai spectral decomposition memberikan informasi variasi komponen frekuensi dari sebuah sinyal di sepanjang waktu. S-Transform merupakan salah satu metode spectral decomposition yang dapat digunakan untuk menganalisis sinyal non-stasioner. Metode ini merupakan pengembangan ide dari metode Continuous Wavelet Transform (CWT) yang didasarkan pada lokalisasi window Gaussian yang bergeser pada skala tertentu. S-Transform mampu memberikan resolusi frekuensi dari setiap time sample dengan tetap berhubungan dengan spektrum Fourier. Pada penelitian ini, spectral decomposition berbasis S-Transform digunakan untuk mengidentifikasi keberadaan low frequency shadows dari sebuah data poststack seismik 3D. Berdasarkan hasil analisis terbukti bahwa fenomena low frequency shadows memang berkaitan erat dengan keberadaan reservoar hidrokarbon. Selain itu, dengan melihat sebaran konten frekuensi dari data seismik secara lateral, terlihat adanya area yang berpotensi mengandung hidrokarbon karena memiliki low frequency shadows.

---

Low frequency shadows is a unique feature which can be found in seismic data analysis. The existence of this anomaly is closely related to the existence of hydrocarbon reservoir, so it is usually considered as a direct hydrocarbon indicator. Low frequency shadows only visible at certain frequency (low frequency), so it will not be visible directly from a broadband seismic data.

Time-frequency decomposition or which is generally known as spectral decomposition gives information about the variation of frequency components from a signal through time. S-Transform is one of the spectral decomposition methods which can be used to analyze non-stationer signal. This method is an extension ideas of Continuous Wavelet Transform (CWT) which is based on a moving and scalable Gaussian window. S-Transform can provide frequency resolution for each time sample, and still maintain a connection with Fourier spectrum.

In this paper, S-Transform spectral decomposition is used to identify the existence of low frequency shadows from a 3D post-stack seismic data. Based on the analysis result, it is proven that the existence of low frequency shadows indeed related to the existence of hydrocarbon reservoir. By analyzing the distribution of the frequency map laterally, it is shown that there is an area, which potentially contains hydrocarbon as indicated by low frequency shadows anomaly."

"Secara geografis, area Kuku Bima terletak di bagian ujung barat laut wilayah kerja PHE ONWJ, kira-kira 100 km ke arah barat laut Jakarta. Sedangkan secara geologi, area Kuku Bima terletak di suatu struktur tinggian yang memanjang dengan arah utara-selatan, dibatasi oleh cekungan Sunda di sebelah barat dan palung Seribu Utara di sebelah timur. Di sebelah utara dan selatan area ini terdapat 2 lapangan minyak, yaitu lapangan AA yang memproduksikan minyak dan gas dari formasi Talang Akar, serta lapangan ZU yang memproduksikan minyak dari formasi Baturaja. Pada area Kuku Bima sendiri terdapat 2 sumur eksplorasi, dengan penemuan kandungan minyak di batupasir formasi Talang Akar. Tes pada reservoar batupasir tersebut menunjukkan hasil yang cukup baik, berkisar antara 450-1300 BOPD. Hingga saat ini area Kuku Bima belum dikembangkan, karena temuan-temuan yang ada dianggap terlalu marjinal secara struktur. Pemahaman mengenai geometri dan penyebaran batupasir formasi Talang Akar di ONWJ masih sangat rendah. Beberapa penelitian terdahulu memperlihatkan bahwa pemetaan penyebaran batupasir ini tidak bisa dilakukan hanya berdasarkan pada amplitudo seismik. Hasil cross-plot antara Gamma Ray dan Impedansi Akustik (IA) menunjukkan bahwa IA tidak bisa digunakan untuk membedakan antara batupasir dan batulempung. Oleh karena itu, studi ini mencoba melakukan pendekatan yang lain melalui seismik multi atribut. Analisis seismik multi atribut dilakukan untuk mendapatkan volume pseudo-Gamma Ray dan volume pseudo-Density. Dengan membatasi nilai Gamma Ray dan Density pada kedua volume sesuai nilai cut-off batupasir di sumur dan mengintegrasikan kedua volume tersebut, penyebaran batupasir dapat dipetakan dengan amat baik. Berdasarkan hasil penelitian, penyebaran batupasir formasi Talang Akar dengan endapan yang lebih tebal ditemukan pada sayap sebelah timur tinggian. Sementara pada puncak-puncak tinggian, batupasir tersebut tidak banyak terendapkan. Dengan adanya penemuan ini, maka sayap sebelah timur tinggian dapat menjadi prospek baru untuk menemukan minyak dan gas di area Kuku Bima.

---

Kuku Bima area is located in the northwest corner of PHE ONWJ operating block, nearly 100 km to the north west of Jakarta. Geologically, it is located on a north-south trending structural high, bounded by Sunda Basin to the west and North Seribu Trough to the east. The area is surrounded by two producing fields. AA field on the north is producing oil and gas from Talang Akar sands, and ZU field on the south is producing oil from Baturaja limestone. There were 2 exploration wells drilled in Kuku Bima area, resulting in oil discovery within Talang Akar sands.

Drill Stem Test (DST) on those reservoir shows good result, ranging from 450-1300 BOPD. Nowadays, Kuku Bima area is still left undevelop, considering that the discoveries are too marginal in term of structure. The understanding of Talang Akar sand geometry and its distribution is still considered poor.

Previous studies reveal the difficulty to image the sand distribution based on seismic amplitude. Cross-plot between Gamma Ray and Acoustic Impedance (AI) shows that AI alone cannot be used to distiguish sand and shale. In order to overcome this problem, this study offers a different approach by using multi attribute seismic. An analysis of multi attribute seismic is performed to generate pseudo-Gamma Ray and pseudo-Density volumes. Filtering Gamma Ray and Density values within those two volumes using cut-off values of sandstone in wells and integrating those two volumes afterward, will give a good result in mapping sand distribution.

Based on the study result, thicker Talang Akar sand deposition is distributed on the east flank of the structure high, while thinner Talang Akar sand are distributed on the crest. As the final result, the eastern flank of structural high will become a prospective area to discover oil and gas at Kuku Bima area."

"Aplikasi Inversi Seismik Post-Stack dan AVO dalam penyebaran Lapisan Hidrokarbon Gas Pada Lapangan Nauli Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan Lapangan Nauli adalah salah satu lapangan marginal yang berada di wilayah Barat Indonesia dan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon minyak dan gas. Lapangan ini berada pada Cekungan Sumatera Selatan dengan target reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar. Tujuan dari penelitian ini adalah mengindentifikasi fluida hidrokarbon gas dari data log sumur dan mengintegrasikan dengan data seismik untuk mengetahui kemungkinan penyebarannya di seluruh lapangan. Karakteristik reservoir seperti porositas dan saturasi air dihitung pada masing-masing lapisan di tiap sumur. Metode seismik inversi dipilih untuk memperkirakan attribut P-impedance Zp , S-impedance Zs dan densitas r . Inversi Amplitude Versus Offset diterapkan dengan menggunakan attribut Lambda-Mu-Rho. Perubahan pada hasil inversi Lambda-Mu-Rho dapat memberikan informasi mengenai litologi dan kandungan fluida di dalam pori-pori reservoir. Hasil analisis dan pengolahan mendapatkan nilai porositas efektif pada Lapangan Nauli berkisar antara 10-20 p.u dengan saturasi air 20-70 dengan ketebalan Net pay berkisar antara 2-8 meter. Inversi post-stack menunjukkan adanya anomali impedansi pada skala waktu 1580 ndash; 1590 ms dengan nilai impedansi 22.000 ndash; 25.000 m/s g/cc. Hasil analisis petrofisika menunjukkan posisi ini pada lapisan-X yang merupakan salah satu lapisan pembawa gas gas bearing layer . Attribut inversi AVO Lambda-Mu-Rho LMR mengkonfirmasi adanya kehadiran gas pada anomali impedansi tersebut yang ditandai dengan nilai Lambda-Rho sebesar 11-20 Gpa g/cc relatif bernilai lebih kecil dari nilai Mu-Rho yaitu sebesar 28-32 Gpa g/cc.

---

Title Application of Seismic Post Stack Inversion and AVO for Gas Reservoir Delineation in Nauli Field, Talang Akar Formation South Sumatera Basin. Nauli Fields is one of the marginal fields located in the western region of Indonesia and has been proven to produce oil and gas hydrocarbons. This field is located in the South Sumatra Basin with target reservoir is sandstone from Talang Akar Formation.

The purpose of this study is to integrate petrophysical interpretation and seismic data analysis.Reservoir characterization such as porosity and water saturation calculated for each layer within the wells.

Seismic inversion methods chosen to estimate the attributes of P impedance Zp , S impedance Zs dan densitas r . AVO inversion applied using Lambda Mu Rho attribute can provide information on lithology dan fluids content in the reservoirs.

Data processing and analysis shows that the effective porosity for Nauli Field is 10 20 porosity unit p.u with 20 70 water saturation. The thickness of net pay is 2 8 meters. Post stack inversion shows impedance anomaly around 1580 1590 ms with value 22.000 25.000 m s g cc.

Petrophysics analysis estimate this anomaly in layer x with gas fluid estimated. Lambda Mu Rho attribute confirm this fluid with lower Lambda Rho values around 11 20 Gpa g cc than Lambda Rho values around 28 32 Gpa g cc."

"Lapangan Salemba dan Depok adalah lapangan gas yang berada di daerah Selat Madura. Pada dua sumur eksplorasi telah ditemukan akumulasi hidrokarbon gas pada Formasi Lidah yang berumur Plio-Pleistocene. Formasi Lidah didaerah studi ini diinterpretasikan sebagai sistem pengendapan channel. Permasalahan yang muncul dalam menganalisa data seismik untuk mengetahui geometri dari channel sendiri adalah adanya lapisan tipis yang tidak terdeteksi dan batas kontinuitas pelapisan yang kurang jelas. Oleh karena itu, diperlukan metode yang lebih baik untuk analisa data seismik agar masalah tersebut dapat diatasi.Dalam tesis ini, analisa data seismik metode dekomposisi spektral dengan algoritma Continuous Wavelet Transform (CWT) digunakan karena hasilnya dapat memberikan gambaran yang lebih baik dalam penyebaran ketebalan dan diskontinuitas geologi. Selain itu juga digunakan metode inversi seismik untuk mengetahui penyebaran impedansi akustik yang merupakan sifat fisis batuan.Hasil studi ini menunjukkan bahwa metode dekomposisi spektral dan inversi seismik telah berhasil membantu dalam mendeliniasi geometri channel Formasi Lidah. Penampang dekomposisi spektral merepresentasikan ketebalan dan diskontuniuitas geologi dari reservoir batupasir Formasi Lidah. Distribusi frekuensi pada reservoir direpresentasikan pada nilai frekuensi 10, 20, dan 30 Hz. Pada inversi seismik, penampang impedansi akustik merepresentasikan litologi bawah permukaan. Distribusi impedansi akustik pada reservoir mempunyai nilai rata-rata 15000 - 19700 ((ft/s)*(g/cc)), sedangkan pada non-reservoir mempunyai nilai impedansi akustik lebih dari 19700 ((ft/s)*(g/cc)).

---

Salemba and Depok fields are a gas field which located in the Madura Strait. Two exploration wells have been discovered hydrocarbons accumulation of gas in the Lidah Formation aged Plio-Pleistocene. Lidah Formation in the study area was interpreted as channel depositional environment. The problem that then arises in analyzing seismic data to predict the channel geometry is undetected thin layer and unclear reservoir continuity. Therefore, the better method to analyze the seismic data is needed to solve the problem.

In this thesis, seismic data analysis spectral decomposition method with Continuous Wavelet Transform (CWT) is used because the results can provide a better map of the thickness distribution and geological discontinuities. This thesis is also used seismic inversion method to know the acoustic impedance distribution as the physical properties of rocks.

The result of this study shows that the spectral decomposition method and seismic inversion has helped to delineate the channel geometry of Lidah Formation. The section of spectral decomposition represents thickness and geological discontinuity in Lidah Formation. Frequency distribution in the reservoir has an average of 10, 20, and 30 Hz. In the seismic inversion, the section of acoustic impedance represents the subsurface lithology. Acoustic impedance distribution in the reservoir has an average of 15,000 - 19,700 ((ft/s)*(g/cc)), whereas in nonreservoir having an acoustic impedance more than 19,700 ((ft/s)*(g/cc))."

"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) "

"ABSTRAKReservoir Mid Main Carbonate (MMC) merupakan bagian dari Formasi CibulakanAtas yang berumur Miosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan MMCberpotensi sebagai reservoir batugamping dengan indikasi hidrokarbon berupa gas.Penelitian ini bertujuan untuk memetakan karakter reservoir dari MMC danpersebarannya di lapangan penelitian dengan menggunakan data yang terbatasdalam memetakan karakter reservoir daan persebaran dari lapisan MMC sehinggabisa ditentukan target pengembangan lapangan ke depan. Penelitian ini dilakukandengan data acuan berupa tiga sumur eksplorasi yang kurang tersebar dan jugaseismik post-stack 2D multivintage yang memerlukan proses optimalisasi terlebihdahulu. Proses balancing amplitude dan miss-tie seismik dilakukan untukmengurangi efek multivintage sebelum dilakukan inversi seismik dan upayakarakterisasi lebih detil dilakuakn dengan atribut Spectral Decomposition berbasisContinuous Wavelet Transformation. Karakter batugamping MMC ini terdiri daribatugamping-1 dan batugamping-2 yang keduanya merupakan fasies batugampingklastik backreef dengan nilai porositas efektif berkisar antara 5-15% dengan nilaiporositas tertinggi diketahui relatif berada pada daerah tenggara dan barat lautlapangan. Berangkat dari model porositas reservoir MMC, interpretasi struktur danintegrasi dengan hasil analisis Spectral Decomposition selanjutnya ditentukan letakjebakan migas yang diajukan sebagai target eksplorasi selanjutnya.

---

ABSTRACTThe Mid Main Carbonate (MMC) reservoir is part of the early Miocene UpperCibulakan Formation. Based on MMC drilling data, it has potential to be limestonereservoir with indication of gas hydrocarbon. This study aim is to map thecharacteristic of MMC reservoir and its distribution on the targeted field of researchbased on limited data, so that it can be determined the future field developmenttarget. This study was conducted with reference data in form of three exploratorywells and post-stack 2D multivintage seismic which requires optimization processprior to start characterization method. The process of balancing amplitude and misstieseismic is done first to reduce multivintage effect for the further seismicinversion which then detailed characterization were done using attribute of SpectralDecomposition based on Continuous Wavelet Transformation. The MMClimestone characteristic consists of limestone-1 and limestone-2, both of which arefacies of backreef clastic limestone with effective porosity values ranging from 5-15% with the highest known porosity value is relatively on the southeast andnorthwest regions of the area. Based on the MMC reservoir porosity model,structural interpretation and integration with Spectral Decomposition analysisresults this study then determined the location of proposed oil and gas traps as thenext exploration target."

"Pulau Kalimantan merupakan pulau yang memiliki aktivitas tektonik yang cenderung stabil. Hal ini mengakibatkan pulau ini dapat menjadi reservoar hidrokarbon yang baik. Lapangan 'B' terletak di Kalimantan timur dan berada pada cekungan Tarakan yang merupakan salah satu cekungan intrakraton di Indonesia. Pada lapangan 'B' telah ditemukan hidrokarbon berupa gas di sumur 'M'. Gas ditemukan pada interval kedalaman 1800 - 1900 m. Hasil ini merupakan dasar untuk tahapan pengembangan suatu lapangan gas 'B' guna mengoptimalkan produksi. Dalam upaya mengoptimalkan produksi gas dibutuhkan pengeboran sumur tambahan di lapangan 'B'. Akan tetapi pengeboran sumur memakan biaya yang sangat mahal sehingga pengeboran harus tepat sasaran. Agar pengeboran tepat sasaran perlu dilakukan pendekatan tehadap persebaran hidrokarbon gas pada reservoar. Hidrokarbon gas lebih mudah teridentifikasi dengan metode dekomposisi spektral karena sifat dari gas yang akan mengatenuasi gelombang dengan frekuensi tinggi. Penelitian ini mengunakan dekomposisi spektral untuk menentukan persebaran gas dengan mengamati pola dari respon frekuensi. Berdasarkan hasil analisa dekomposisi spektral diperoleh persebaran hidrokarbon gas pada reservoar batu pasir formasi Tarakan berada pada bagian barat laut dan selatan yang memiliki potensi yang menjanjikan.

---

Kalimantan is an island with stable tectonic activity. So this island has high potential to be good hydrocarbon reservoir. 'B' field is located in the Tarakan basin eastern Kalimantan. In 'B' field hydrocarbon gas was found at 'M' well. Gas was found in the depth between 1800-1900 m. These results are the basis for the development of 'B' gas field in order to optimize production. To optimize production we must drilling another wells in this field. Because of drilling cost are very expensive, so drilling should be right on target. to make drilling precise we need representation of distribution hydrocarbon gas in the reservoir. Hydrocarbon gas more easily identified by spectral decomposition method because gas will atenuated with increasing frequency. This study uses spectral decomposition to determine the distribution of gas by observing the pattern of the frequency response. Based on spectral decomposition result, distribution of hydrocarbon gas detected in Northwest and Southern field on sandstone reservoir Tarakan formation."

"Lapangan 'HD' merupakan lapangan gas di Cekungan Sunda yang dikembangkan sejak tahun 2006 dan telah membuktikan keberadaan hidrokarbon pada lapisan batupasir Formasi Talang Akar bagian atas. Formasi ini merupakan sedimen sedimen darat yang terendapkan sepanjang aliran sungai purba (paleochannel) berumur Oligosen Atas dan berpotensi sebagai lapisan reservoir yang baik. Aplikasi multi atribut seismik merupakan salah satu teknik yang dipakai dalam mengidentifikasi pola sebaran dan kualitas reservoir sedimen tersebut. Penerapan teknik multi atribut seismik pada Lapangan "HD" menghasilkan 7 atribut kombinasi terbaik yaitu Filter 55/60-65/70, Duadrature Trace, Log (inversion), Filter 35/40-45/50, Derivative, Y-Coordinate, dan Second Derivative dengan koefisien korelasi sebesar 0.612388. Hasil dari sebaran distributary channel pada 4 lapisan reservoir target diinterpretasikan masuk ke dalam lingkungan pengendapan upper delta plain dimana secara kualitas Lapisan Sand-A mempunyai porositas terbaik 18%, Sand-B sebesar 20%, Sand-C bernilai 28%, dan Sand-D sebesar 24%. Sedangkan dari identifikasi kawasan prospek hidrokarbon, Lapisan Sand-A mempunyai 5 kandidat prospek (A1, A2, A3, A4 dan A5), Lapisan Sand-B terdapat 6 kandidat prospek (B1, B2, B3, B4, B5 dan B6), Lapisan Sand-C mempunyai 5 kandidat prospek (C1, C2, C3, C4 dan C5), serta Lapisan Sand-D terdapat 7 prospek (D1, D2, D3, D4, D5, D6 dan D7). Hasil perhitungan sumberdaya hidrokarbon keempat lapisan reservoir didapatkan original oil inplace Sand-A sebesar 1,63 mmscf, Sand-B sebesar 2,47 mmscf, Sand-C sebesar 0,7 mmscf, dan Sand-D sebesar 7,07 mmscf.

---

"HD" fields is a gas field in Sunda Basin, it developed since 2006. The hydrocarbon existence in this field is proven at sandstone layers of the Upper Talang Akar Formation. Upper Talang Akar Formation is a terrestrial sediments, which is deposited along the ancient river (paleochannel) of Upper Oligocene age and this formation is potential to be a good reservoir. Multi attribute seismic application is a techniques used to identify the patterns of distribution and reservoir sediments quality. The application of multi attribute seismic techniques in the "HD" field produce 7 best attributes combination, they are Filter 55/60-65/70; Duadrature Trace; log (inversion); Filter 35/40-45/50; Derivative; YCoordinate; and second derivative with correlation coefficient 0.612388.

The result of the distributary channel in the 4 layers reservoir target are interpreted into the upper delta plain deposition environment. Sand-A layer has the best porosity about 18%, Sand-B by 20%, Sand-C around 28%, and Sand-D approximately 24%. Whilst the hydrocarbon prospect identification of the region, Sand-A layer have 5 prospects candidate (A1, A2, A3, A4, and A5), Sand-B layer have 6 prospects candidate (B1, B2, B3, B4, B5, and B6), Sand-C have 5 prospects candidate (C1, C2, C3, C4, and C5), and Sand-D have 7 prospects candidate (D1, D2, D3, D4, D5, D6, and D7). The results of hydrocarbon resources calculation from reservoir layer obtained original oil inplace. Sand-A layer has 1,63 mmscf, Sand-B 2,47 mmscf, Sand-C 0,7 mmscf, and Sand-D 7,07 mmscf."

"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."