Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Metode seismik merupakan suatu metode geofisika yang hingga saat ini merupakan metode dipercaya dapat memberikan gambaran bawah permukaan dari suatu lapangan. Seismik inversi adalah salah satu dari banyak metode yang digunakan untuk karakterisasi reservoar. Dengan menggunakan inversi seismik simultan mampu mendapatkan jawaban yang lebih pasti dengan cara menganalisa impedansi P, impedansi S dan densitas. Lapangan X, pada zona dangkal merupakan zona produksi yang cukup menjanjikan. Sehingga, pengembangan pada zona ini cukup gencar. Namun, beberapa kali prediksi reservoar meleset dikarenakan lapisan coal yang melimpah. Sebelum melakukan analisa inversi seismik simultan, perlu diketahui terlebih dahulu hubungan sifat fisik batuan (Zp, Zs, VpVs, lamda-rho dan mhu-rho) dengan properti batuannya (densitas dan porositas). Studi kelayakan dilakukan dengan cara melakukan cross plot parameter fisik batuan untuk dapat mendefinisikan litologi dan fluida yang ada. Selanjutnya well-seismic tie dilakukan untuk mendapatkan korelasi dan koherensi antara data dari log sumur dengan data seismik. Interpretasi horison, struktur dan pembuatan model frekuensi rendah dilakukan untuk memahami keadaan geologi dari daerah penelitian. Pada akhirnya, inversi seismik simultan dapat dilakukan dengan tepat. Hasil dari analisa inversi seismik simultan adalah kisaran nilai Zp, Zs dan Dn untuk mengkarakterisasi reservoar. Selain itu, analisa mengenai LMR (lamda-mhurho) juga dilakukan untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Sehingga, persebaran reservoar pada daerah penelitian dapat diketahui.

---

Seismic is one of the methods in geophysics that until now still reliable for sub-surface imaging and interpretation of a field. Seismic inversion is one of the methods to characterize the reservoir. Using simultaneous seismic inversion, analyzing the P-impedance, S-impedance and density can be more convenient and certain.

X Field, especially in the shallow zone is a promising production zone. Hence, development in this zone is very incentive. Unfortunately, miss prediction sometimes happens due to coal layer that abundant. Relationship between rock physic (Zp, Zs, Vp/Vs, lamda-rho and mhu-rho) and rock property (density and porosity) must be understood prior to simultaneous seismic inversion analysis. Feasibility study was conducted by cross plotting among some parameters to define the lithology and fluids.

Well-seismic tie was conducted to have a good correlation and coherency between well-log data and seismic data. Horizon, structural interpretation and low frequency model were performed to have geological understanding of research area. The result of series steps previously then analyzed to have a good quality data. Eventually, the simultaneous seismic inversion can be performed in a proper way.

Result of the simultaneous seismic inversion analysis is a value of Zp, Zs and Dn for reservoir characterization. Moreover, LMR (lamda-mhu-rho) analysis can be performed to give more preferable result. Eventually, the distribution of gas-sand reservoir can be understood."

"Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoir yang potensial berada di formasi tualang dan lakat. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut seismik dan analisis petrofisika untuk melakukan karakterisasi reservoir pada daerah penelitian. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yaitu volume shale, porositas, dan saturasi air. Batuan reservoir potensial pada penelitian ini memiliki nilai volume shale dengan rentang 0.1 hingga 0.3, nilai porositas efektif dengan rentang 0.144 hingga 0.253, dan nilai saturasi air dengan rentang 0.45 hingga 0.79. Analisis multiatribut bertujuan untuk melakukan penyebaran parameter petrofisika pada area penelitian. Berdasarkan analisis multiatribut seismik didapatkan persebaran zona reservoir sandstone potensial formasi tualang dan lakat terkonsentrasi di daerah tinggian antiklin di tengah dan tenggara area penelitian dengan rentang nilai volume shale dari 0.05 hingga 0.65 dan nilai porositas efektif dengan rentang 0.1 hingga 0.25. Zona tersebut berada pada daerah tinggian yang dikontrol oleh antiklin sesar yang berarah NW-SE sehingga zona tersebut memiliki potensi menjadi jebakan struktural hidrokarbon. Struktur antiklin ini juga mengendalikan proses migrasi sekunder dari formasi kelesa yang dikembangkan di graben yang terletak sekitar 15 km south east (tenggara) dari area penelitian.

---

The Central Sumatra Basin is one of the largest oil and gas-producing regions in Indonesia, with one of its potential reservoirs located in the Tualang and Lakat formations. This study uses seismic multi-attribute method and petrophysical analysis to characterize the reservoir in the study area. The petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters, namely shale volume, porosity, and water saturation. The potential reservoir rock in this study has a shale volume ranging from 0.1 to 0.3, effective porosity ranging from 0.144 to 0.253, and water saturation ranging from 0.45 to 0.79. The multi-attribute analysis aims to map the distribution of petrophysical parameters across the study area. Based on the seismic multi-attribute analysis, the distribution of potential sandstone reservoir zones in the Tualang and Lakat formations is concentrated in the anticline highs in the central and southeastern parts of the study area, with shale volume values ranging from 0.05 to 0.65 and effective porosity values ranging from 0.1 to 0.25. These zones are located in high areas controlled by NW-SE trending fault anticlines, suggesting that these zones have the potential to become hydrocarbon structural traps. This anticline structure also controls the secondary migration process from the Kelesa formation, which is developed in the Binio Trough, located approximately 15 kilometers southeast of the study area."

"Lapangan X merupakan lapangan pengembangan yang berada di Cekungan Kutai. Cekungan Kutai merupakan salah satu cekungan terluas dan terdalam di Indonesia yang terletak di pantai timur Kalimantan. Oleh karena itu, dilakukanlah penelitian untuk mengkarakterisasi reservoir pada Cekungan Kutai. Salah satu metode yang digunakan adalah seismik inversi impedansi akustik. Metode seismik inversi impedansi akustik lebih efektif digunakan daripada metode seismik konvensional karena dapat menunjukan interpretasi struktur, stratigrafi, litologi dan distribusi fluida dengan resolusi yang lebih baik dan akurat. Berdasarkan analisis kualitatif data sumur dan crossplot, litologi yang mengisi lokasi penelitian adalah batupasir dan shale. Pada penelitian ini, pemodelan inversi impedansi akustik menggunakan tiga metode, yaitu model based, bandlimited, dan linear programming sparse spike. Berdasarkan hasil penelitian pada Lapangan X, didapatkan estimasi nilai impedansi akustik batupasir yaitu berkisar 27000-29.500 (m/s)(g/cc) dan shale <24000(m/s)(g/cc).

---

Field X is a development field located in the Kutai Basin. The Kutai Basin is one of the largest and deepest basins in Indonesia, located on the east coast of Kalimantan. Therefore, research is conducted to characterize reservoirs in the Kutai Basin. One of the methods used is acoustic impedance seismic inversion. Acoustic impedance seismic inversion method is more effective than conventional seismic methods because it can show better resolution and more accurate interpretation of structure, stratigraphy, lithology, and fluid distribution. Based on qualitative analysis of well data and crossplot, the lithology of Kutai Basin is sandstone and , shale. In this study, acoustic impedance inversion modelling uses three methods which are model based, bandlimited, and linear programming sparse spike. Based on the research results in Field X, the estimated carbonate acoustic impedance values are around 27000-29.500 (m/s)(g/cc) and shale <24000(m/s)(g/cc)."

"Penelitian mengenai karakterisasi reservoar pada daerah X, Cekungan Tarakan, ini dilakukan menggunakan inversi seismik impedansi akustik, multiatribut, dan Probabilistic Neural Network (PNN). Metode inversi seismik impedansi akustik pada penelitian ini bertujuan untuk mengetahui rentang impedansi akustik bawah permukaan pada daerah X. Dengan diketahuinya rentang dan persebaran impedansi akustik maka dapat diperkirakan litologi hingga porositas pada daerah X. Impedansi memiliki hubungan berbanding terbalik dengan porositas, nilai impedansi akustik rendah mengindikasikan nilai porositas tinggi. Hal ini terjadi karena impedansi akustik sangat dipengaruhi oleh kecepatan dan densitas. Sementara, multiatribut dan PNN dilakukan untuk mengekstrapolasi dari nilai log porositas dan volume clay yang dimiliki oleh ketiga sumur ke seluruh seismik sehingga dapat diketahui dugaan persebaran porositas dan permeabilitas pada daerah X. Dari pengolahan didapatkan hasil yang selaras satu sama lainnya, litologi diduga reservoar sandstone tersebar di wilayah tinggian dan dekat dengan adanya patahan. Sedangkan, secara lateral keberadaan reservoar sandstone berada pada tinggian dengan arah relatif Timur Laut (NE)-Barat Daya (SW). Hal ini terlihat melalui nilai impedansi akustik yang relatif rendah (kurang dari 6384 m/sg/cc atau 21000 ft/sg/cc), nilai porositas relatif tinggi (25%-40%), dan nilai volume clay relatif rendah (kurang dari 55%). Oleh karena itu, jebakan hidrokarbon pada daerah ini diduga merupakan jebakan struktur, selain itu terdapat juga zona yang memiliki potensi tinggi untuk dilakukan pengembangan.

---

This study focuses on characterizing reservoirs within Area X, located in the Tarakan Basin, employing seismic acoustic impedance inversion, multi-attribute analysis, and Probabilistic Neural Network (PNN). The seismic acoustic impedance inversion method aims to determine the subsurface acoustic impedance range in Area X. By discerning the range and distribution of acoustic impedance, it becomes possible to estimate lithology and porosity within Area X. Acoustic impedance exhibits an inverse relationship with porosity, where low acoustic impedance values indicate high porosity. This relationship arises due to the strong influence of velocity and density on acoustic impedance. Concurrently, multi-attribute analysis and PNN are employed to extrapolate porosity and clay volume values from three wells to the entire seismic dataset, allowing the estimation of porosity and permeability distribution probabilities within Area X. The processed results exhibit coherence, indicating that sandstone reservoir lithology is suspected to be scattered across elevated regions, often near fault zones. Moreover, laterally, the presence of sandstone reservoirs tends to align with elevations in a Northeast (NE) to Southwest (SW) direction. This is evident through relatively low acoustic impedance values (less than 6384 m/sg/cc or 21000 ft/sg/cc), relatively high porosity values (25%-40%), and relatively low volume clay values (less than 55%). Consequently, hydrocarbon trapping within this area is suspected to be structurally controlled. Additionally, certain zones exhibit high development potential."

"Lapangan "IM" merupakan salah satu lapangan eksplorasi minyak dan gas bumi yang berada di Cekungan Sumatera Utara. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini ditemukan hidrokarbon berupa gas condensate. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir dalam hal persebaran litologi dan kandungan fluidanya. Penelitian mencakup target reservoir karbonat yang berada pada Middle Miocene Malacca Limestone. Data yang digunakan dalam penelitian ini, yaitu data seismik 3D dan dua data sumur. Metode inversi simultan diterapkan untuk mengolah data agar tujuan penelitian dapat tercapai. Metode inversi simultan menghasilkan model Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan Densitas. Didapatkan hasil pada reservoir gas nilai impedansi P (Zp) sekitar 16542-18917 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 8375 (ft/s*g/cc) sedangkan pada reservoir air nilai impedansi P (Zp) sebesar 21292-23667 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 18500-20525 (ft/s*g/cc). Hasil tersebut kemudian ditransformasi menjadi parameter Lame. Parameter Lame merupakan parameter elastik yang terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho. Masing-masing parameter tersebut menjelaskan mengenai sifat inkompressibilitas fluida dan kekakuan batuan. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang memiliki arah orientasi Barat Laut-Tenggara.

---

The "IM" field is an oil and gas exploration field located in the North Sumatra Basin. It was previously identified that in this field hydrocarbons were found in the form of gas condensate. This study aims to characterize the reservoir in terms of lithological distribution and fluid content. The research includes carbonate reservoir targets located in Middle Miocene Malacca Limestone. The data used in this study are 3D seismic data and two well data. Simultaneous inversion method is applied to process data so that research objectives can be achieved. The simultaneous inversion method produces P-Impedance (Zp), S-Impedance (Zs), and Density models. The results show that in the gas reservoir the P (Zp) impedance value is around 16542-18917 (ft/s*g/cc) and the S (Zs) impedance is around 8375 (ft/s*g/cc) while in the water reservoir the P impedance value (Zp ) of 21292-23667 (ft/s*g/cc) and the impedance S (Zs) is around 18500-20525 (ft/s*g/cc). The results are then transformed into the Lame parameter. The Lame parameter is an elastic parameter consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Each of these parameters explains the fluid incompressibility and rock stiffness. The results showed that the reservoir distribution had an North West-South East orientation."

"Simultaneous inversion is one of the seismic method which can be used to characterize reservoirs that may also serve as a rock source. In this research, the characterization of shale reservoir is done on the field TAF, in North Sumatra basin with Lower Baong formation as the target formation. A P impedance parameter on the simultaneous inversion method is used to identify the existence of fluids while S Impedance parameter is used to identify the lithology of the target zone. The analysis of the simultaneous inversion is done using partial angle stack method, that which consists of the near angle stack 1 19, the mid angle stack 19 36 and the far angle stack 36 53. The result of the analysis of the gas chromatography of the well data states that there are 2 layers of lithologies on the Baong Formation that which have the indications of hydrocarbon with each layer having the thickness of less than 5 meters. The result of the simultaneous inversion is obtained, with the value of P impedance ranging from 4000 8000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 1500 3000 m s gr cc and the value of density ranging from 2.2 2.5 g cc. These three values are assumed to correlate with the layer that is dominated by shale. The value of P impedance ranging from 8000 12000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 3000 5700 m s gr cc and the density value ranging from 2.5 2.75 g cc are also obtained that which are situated on the bottom of the Lower Baong formation near the top Belumai and are assumed to correlate with the other lithology that which is dominated by sandstone and carbonate. However, the result of the inversion of P Impedance and the Lambda Rho transformation, as well as the crossplot analysis of AI vs SI and the crossplot of LMR, has no indication of hydrocarbon fluids."

"Reservoir Intra Tarakan merupakan bagian dari Formasi Tarakan yang berumur Pliosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan intra Tarakan merupakan reservoir batupasir dengan lingkungan pengendapan delta yang porinya terisi oleh fluida hidrokarbon dominan berupa gas. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan reservoir Intra Tarakan dan persebarannya di area penelitian dengan menggunakan data 3D seismik dan data sumur. Metode inversi simultan diaplikasikan untuk memperoleh indikator litologi dan fluida. Sedangkan proses pemisahan komponen spektrum frekuensi pada data seismik dengan berbasis transformasi wavelet kontinyu (CWT) digunakan untuk mengidentifikasi reservoir gas yang berasosiasi dengan zona frekuensi rendah. Dari hasil tes sensitivitas parameter diperoleh mu-rho sebagai indikator litologi dan lambda-rho sebagai indikator fluida, dimana batupasir memiliki nilai mu-rho 33-50 GPagr/cc dan batupasir tersaturasi gas memiliki nilai lambda-rho 2-20 GPagr/cc. Hasil dari inversi simultan ditransformasi menjadi volume lambda-rho dan mu-rho sehingga persebaran batupasir dan hidrokarbon gas pada lapisan intra Tarakan dapat dipetakan. Hasil dekomposisi spektral 25 Hz pada lapisan intra Tarakan memiliki kemiripan dengan peta persebaran litologi dari parameter mu-rho yang dapat memvisualisasikan fitur geologi berupa delta lobe, distributary channel, dan mouthbar. Sedangkan hasil dekomposisi spektral pada 5 Hz memiliki kemiripan dengan peta lambda-rho hasil inversi simultan yang memetakan persebaran hidrokarbon gas. Hasil integrasi antara inversi seismik simultan dan analisisi kualitatif dekomposisi spektral dapat membantu dalam mengkarakterisasi reservoar berdasarkan parameter yang dikontrol dari data sumur sehingga memberi tingkat keyakinan yang tinggi untuk merencanakan pengembangan lapangan.

---

Reservoir Intra Tarakan is a part of Tarakan Formation that deposited in early Pliocene. Based on drilling data, Intra Tarakan layer is gas bearing sands reservoir with deltaic deposition environment. This research goal is to map the intra Tarakan reservoir character and its distribution in the study area using 3D seismic and wells data. Simultaneous inversion method is applied to obtain lithology and fluid indicator. While the process of separating the frequency spectrum components in seismic data based on a continuous wavelet transform (CWT) is used to identify the gas reservoir associated with low frequency zone. From sensitivity analysis, mu-rho is sensitive to lithological change and lambda-rho is sensitive to water saturation, sandstone value of mu-rho is 33-50 GPagr/cc and gas saturated sandstone value of lambda-rho is 2-20 GPagr/cc. The result of simultaneous inversion is transformed into lambda-rho and mu-rho volume so that sandstone and gas saturated sandstone can be mapped. Spectral decomposition result at 25 Hz in intra Tarakan layer shows similarity to lithology map derived from mu-rho volume that able to improve the geological feature visualization such as delta lobe, distributary channel, and mouthbar. While the result of spectral decomposition at 5 Hz in intra Tarakan layer have similarity with lambda-rho slice from the seismic simultaneous inversion result that inferred as gas distribution map. Integration result between seismic simultaneous inversion and qualitative analysis of spectral decomposition able to assist the reservoir characterization that controlled by well data that give higher confidence level to plan the field development."

"[Lapangan AAA merupakan salah satu lapangan gas terbesar di Indonesia. Karakteristik reservoir bagian dangkal lapangan ini berupa batuan pasir dengan lingkungan pengendapan fluvio deltaik berupa channel yang tebal dan diisi gas pada formasi Kampung Baru. Untuk pemetaan reservoir dan hidrocarbon di daerah ini, tidak dapat dilakukan dengan metode inversi akustik impedance (AI) karena padakasus ini AI tidak dapat digunakan untuk memisahkan jenis litologi. Dari hasil analisa sensitivitas didapatkan informasi bahwa log densitas dan log Gamma Ray (GR) dapat digunakan untuk memisahkan lithology dan log Lamda-Rho (LR), VP/VS, Poison’s Ratio (PR), Lamda/Mu (L/M) dapat digunakan untuk memisahkan fluida. Metode inversi simultan digunakan untuk menghitung atribut densitas dan LR dari seismik sehingga dapat diketahui sebaran litologi dan fluida pada daerah ini. Untuk selanjutnya hasil inversi tersebut digunakan dalam pemodelan geologi statik untuk menghitung cadangan. Hasil inversi simultan memperlihatkan ada dua daerah prospek yang besar yaitu padadaerah sumur 3A55 atau segmen AA dan daerah sumur 3G51 atau segmen G. Kedua prospek ini berada pada zona antara marker MFB-MF1 tepatnya pada zona A205 pada model statik yang telah di buat. Hasil perhitungan cadangan pada zona ini di dapatkan cadangan sebesar setengah dari total cadangan area yang di pelajari padapenelitian ini.;AAA field is one of the largest gas fields in Indonesia. Reservoir characteristics of the shallow part of this field are sandstone with depositional environment fluvio deltaik with thick channel and the gas filled formation of Kampung Baru. Reservoirs and hydrocarbon mapping in this area, cannot be done with an acoustic impedanceinversion method (AI) because of the results of the sensitivity analysis AI cannot separate the existing lithology and fluid. From the results of the sensitivity analysis is also obtained information that the log density and log Gamma Ray (GR) can be used to separate lithology and log Lamda-Rho (LR), VP / VS, Poison's Ratio (PR), Lamda / Mu (L / M) can be used to separate the fluid. Simultaneous inversion method is used to calculate the density and LR attribute that can be known from this attribute the lithology and fluid distribution in this area. Then the result of the seismic attribute was used in geology static model building process for volume calculation purpose. Simultaneous inversion results shows that there are two major areas, namely the prospect area or segment of the 3A55 well areas or segment AA and 3G51 well areasor segment G. Both of these prospects located in the zone between the MFB-MF1 markers exactly on the A205 zone on static models that have been made. The result of calculation of reserves in this zone is half of the total reserves in this studied area, AAA field is one of the largest gas fields in Indonesia. Reservoir characteristics of theshallow part of this field are sandstone with depositional environment fluvio deltaikwith thick channel and the gas filled formation of Kampung Baru. Reservoirs andhydrocarbon mapping in this area, cannot be done with an acoustic impedanceinversion method (AI) because of the results of the sensitivity analysis AI cannotseparate the existing lithology and fluid. From the results of the sensitivity analysis isalso obtained information that the log density and log Gamma Ray (GR) can be usedto separate lithology and log Lamda-Rho (LR), VP / VS, Poison's Ratio (PR), Lamda/ Mu (L / M) can be used to separate the fluid.Simultaneous inversion method is used to calculate the density and LR attribute thatcan be known from this attribute the lithology and fluid distribution in this area. Thenthe result of the seismic attribute was used in geology static model building processfor volume calculation purpose.Simultaneous inversion results shows that there are two major areas, namely theprospect area or segment of the 3A55 well areas or segment AA and 3G51 well areasor segment G. Both of these prospects located in the zone between the MFB-MF1markers exactly on the A205 zone on static models that have been made. The result ofcalculation of reserves in this zone is half of the total reserves in this studied area]"

"Perkembangan akhir dari teknologi impedansi seismik menyajikan sebuah pendekatan kuantitatif dalam karakterisasi reservoir. Impedansi yang dinyatakan sebagai Extended Elastic Impedance (EEI) ini yang juga merupakan bentuk ekstensi dari impedansi elastik mampu memberikan akses untuk mengeksplor informasi yang terdapat di sumur melalui data seismik sehingga memungkinkan kita untuk memprediksi distribusinya . Korelasi optimum antara EEI dengan suatu parameter reservoir memberikan pemungkinan untuk menggunakan EEI sebagai pendekatan dari parameter reservoir tersebut. Proyeksi sudut konstan dari penampang seismik dapat digunakan untuk membuat penampang reflektifitas parameter reservoir, yang secara konsep, dibangkitkan oleh EEI. Sehingga akan terdapat pasangan reflektifitas dan impedansi yang menggambarkan distribusi dari nilai parameter reservoir. Dalam penelitian ini, EEI digunakan sebagai pendekatan terhadap gamma-ray dan lamda-rho untuk memprediksikan perkembangan reservoir dan akumulasi gas dari posisi sumur ke sepanjang tutupan daerah survey seismik. Hasilnya menunjukan bahwa adanya kesimpulan yang sinergi antara pendekatan EEI yang satu dengan yang lain dalam memprediksikan deliniasi reservoir."

"Lapangan X berada pada Cekungan Jawa Barat Utara dengan stratigrafi yang apabila diurutkan dari usia tua ke muda adalah Basement Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Cibulakan dan Formasi Parigi. Terdapat empat buah sumur yang menjadi pusat penelitian pada lapangan ini. Perhitungan mengenai efektivitas sumur sendiri dilakukan dengan mengidentifikasi konektivitas reservoir yang terpisahkan oleh adanya patahan. Patahan sendiri dapat berlaku sealing maupun leaking, dilihat dari berbagai properti patahan yang dapat dijadikan parameter dalam indikasi sealing ataupun lsquo;leaking. Adapun hasil dari Fault-Seal Analysis yang telah dilakukan adalah keempat sumur tersebut memiliki persebaran vshale yang cukup tinggi dimana sumur PDM-01 memiliki vshale pada kisaran nilai 0.5 pada bagian atas dan menurun persentasenya menjadi 0.1 pada bagian bawah. Sumur PDM-02 memiliki vshale yang beragam, rendah di bagian atas yaitu sebesar 0.1 namun tinggi di bagian bawah yaitu sebesar 0.9-1. Sumur PDM-03 memiliki vshale yang beragam namun cenderung rendah, mulai dari vshale dengan persentase 0.1 hingga 0.5. Sumur PDM-04 memiliki vshale yang beragam dan cenderung rendah, yaitu berkisar antara 0.1-0.5.

---

Field X is located at the North West Java Basin with Basement, Talang Akar Formation. Baturaja Formation, Cibulakan Formation, Parigi Formation sorted based on the geological age. There are four wells those are being considered here. The calculation about the effectivity of the wells are done by identifying the reservoir connectivity those are separated by faults. Faults might be sealing or leaking, considered by the fault properties as the parameters. The results of the Fault Seal Analysis done to the four wells are they have a high vshale distribution where PDM 01 has 0.5 at the top of the well and decreasing to 0.1 at the bottom. PDM 02 has vshale distribution variation 0.1 at the top and 0.9 1 at the bottom. PDM 03 has vshale distribution variation and tend to have a low value 0.1 0.5. PDM 04 has shale variations and with a low value tendency 0.1 0.5."