Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Daerah penelitian berada pada Lapangan XYZ yang merupakan bagian dari Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini mengkaji potensi perangkap stratigrafi sistem onlap Formasi Bekasap pada tinggian basement, berdasarkan pendekatan konsep sekuen stratigrafi. Tujuannya untuk menentukan potensi jebakan stratigrafi pada Formasi Bekasap dimana hidrokarbon dapat terakumulasi. Penemuan jebakan stratigrafi diharapkan dapat menjadi alternatif perangkap hidrokarbon sehingga dapat menahan laju penurunan produksi lapangan XYZ. Data utama yang digunakan dalam studi ini adalah data log sumur, data batuan inti dan data seismik 3D sedangkan data tambahan berupa data biostratigrafi dan data tekanan formasi. Data batuan inti dan data biostratigrafi digunakan dalam menentukan fasies dan lingkungan pengendapan. Pada studi ini dilakukan korelasi sumur dan pemetaan isochore, atribut RMS amplitudo seismik dan peta frekuensi rendah10 Hz dan 15 Hz. Integrasi data yang diperoleh digunakan untuk mendukung analisis mengenai pemodelan lingkungan pengendapan serta penentuan potensi jebakan stratigrafi Formasi Bekasap. Hasil analisis menunjukkan bahwa Formasi Bekasap terdiri dari fasies estuarine channel, estuarine bar dan bar shoreline. Fasies tersebut terendapkan pada lingkungan estuarin hingga laut dangkal. Potensi jebakan stratigrafi berupa jebakan isolated bar yang berada dibagian selatan Lapangan XYZ, dengan potensi resources sebesar 5,400.54 MBO.

---

The research site, located in XYZ field, is part of the Central Sumatra Basin. This study examines stratigraphic trap potential Bekasap Formation onlap system on high basement, based on sequence stratigraphic concept. Which is intended to determine the stratigraphic trap potential of the Bangko formations where hydrocarbons accumulate. Thus, the discovered stratigraphic traps are expected to be alternatives to hydrocarbon trap so that they can restrain the rate of decline oil production in XYZ field.

The primary data in this study are well log, core, and 3D seismic, and the secondary data are that of biostratigraphy and formation pressure data. The seismic-well tie is conducted to tie the seismic data to well log prior to seismic mapping. This study generates well log correlation and mapping isochore, RMS amplitude seismic and low frequency 10 Hz and 15Hz map. The integration of all collected data is to support the analysis of the depositional environment modeling and to determine potential stratigraphic traps of the Bekasap Formation. Bekasap Formation consists of estuarine channel facies, estuarine shoreline bar and estiarine bar.

The facies shows that the Bekasap Formation in XYZ Field is generally deposited on the estuarine environment to the shallow marine. Potential stratigraphic trap on Bekasap Formation is isolated bar located in the southern part of XYZ Field with total resources 5,400.54 MBO."

"Formasi Baturaja merupakan reservoir karbonat yang aktif berproduksi di Cekungan Sunda. Formasi Baturaja memiliki sifat batuan yang kompleks dan heterogen dikarenakan batugamping memiliki fasies pengendapan yang bervariasi dan pengaruh kontrol diagenesis terhadap petrofisika batuan. Oleh karena itu, analisis hubungan antara fasies pengendapan dan analisis petrofisika dibutuhkan untuk mengevaluasi produktivitas cekungan dalam menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Studi fasies pengendapan dan petrofisika batuan dapat dianalisis melalui data wireline log yang dikombinasikan dengan data batuan inti, dan data pendukung lain seperti Drill Stem Test. Berdasarkan data tersebut, fasies pengendapan dan sifat petrofisika batuan di wilayah penelitian dapat dianalisis berdasarkan pola elektrofasies, rock type Hydraulic Flow Unit, dan deskripsi batuan inti. Analisis petrofisika dilakukan melalui perhitungan log sumur, meliputi Volume Shale (Vsh), porositas efektif (PHIE), dan saturasi air (Sw) dengan tujuan untuk mengevaluasi ketebalan zona hidrokarbon. Pola elektrofasies yang ditemukan di wilayah penelitian mencakup pola Cylindrical dengan asosiasi fasies Mudstone-Packstone dan dominasi rock type HFU 4-7 serta pola Bell dengan asosiasi fasies Wackestone-Grainstone dan dominasi rock type HFU 1-4. Karakteristik batuan yang tersebar mencerminkan lingkungan pengendapan Inner Lagoon hingga Outer Lagoon. Parameter petrofisika wilayah penelitian memiliki interval nilai rata-rata, yaitu Volume Shale (Vsh) 17,1%-43,9%; Porositas Efektif (PHIE) 13,8%-19%; dan Saturasi air (Sw) 65,9%-94,6%. Berdasarkan nilai cut-off yang ditentukan, nilai net pay kumulatif dari kelima sumur penelitian adalah 361,5’ MD dengan pay zone paling tebal sekitar 130,5’ MD di sumur Q-1. Sumur paling produktif dalam menyimpan hidrokarbon terletak pada sumur Q-3 (54%) dan Q-1 (44,5%).

---

The Baturaja Formation is an active carbonate reservoir in the Sunda Basin. The Baturaja Formation exhibits complex and heterogeneous rock properties due to its varied deposition facies and the influence of diagenesis on rock petrophysics. Therefore, an analysis of the relationship between sedimentation facies and petrophysical analysis is needed to evaluate the productivity of the basin in storing and draining hydrocarbons. Studies of sedimentation facies and rock petrophysics can be analyzed through data from Wireline Logs combined with core rock data, and other supporting data, such as Drill Stem Tests. Based on these data, the deposition facies and petrophysical properties of the rocks in the study area can be analyzed based on the pattern of electrophacies, rock type Hydraulic Flow Unit, and a description of the core rock. Petrophysical analysis is carried out through the calculation of well logs, including Volume Shale (Vsh), effective porosity (PHIE), and water saturation (Sw) to evaluate the thickness of the hydrocarbon zone. The patterns of electrofacies found in the study area include the Cylindrical with the facies association Mudstone-Packstone and dominance Rock Type HFU 4-7, and patterns Bell with the facies association Wackestone-Grainstone and dominance Rock Type HFU 1-4. The characteristics of the scattered rocks reflect the deposition environment Inner Lagoon to Outer Lagoon. The petrophysical parameters of the research area have an average value interval: Shale Volume (Vsh) 17.1%-43.9%; Effective Porosity (PHIE) 13.8%-19%; and Water saturation (Sw) 65.9%-94.6%. By value Cut-off specified, the value net pay cumulative of the five research wells is 361.5' MD, with the pay zone thickest about 130.5' MD in well Q-1. The most productive wells for storing hydrocarbons are located in the Q-3 (54%) and Q-1 (44.5%) wells."

"Cekungan Lower Kutai merupakan salah satu Sub-cekungan Kutai yang sampai saat ini masih memproduksi sumber daya hidrokarbon. Formasi yang menjadi peran sebagai reservoir pada penelitian ini adalah Formasi Pamaluan yang tersusun oleh batu pasir dengan sisipan batu serpih. Guna mendukung pemanfaatan potensi hidrokarbon pada Formasi Pamaluan, diperlukan evaluasi yang mendalam guna meningkatkan produksi minyak dan gas. Salah satu upaya dalam mengevaluasinya adalah dengan mengetahui kualitas reservoir, menentukan zona prospek, dan menghitung besar potensi sumber daya hidrokarbon pada formasi ini. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah dengan melakukan analisis petrofisika berupa nilai vshale, porositas, water saturation, dan net to gross yang kemudian dilakukan penyebaran secara lateral guna mengetahui kualitas reservoir dan mengetahui sebaran zona prospek serta dilakukannya pemodelan statik untuk mendapatkan besar nilai sumber daya hidrokarbon berupa gas pada Formasi Pamaluan. Hasil dari penelitian ini diketahui adanya dua tinggian struktural utama di sekitar Sumur MH-2 dan MH-3 yang berpotensi sebagai jalur migrasi dan akumulasi hidrokarbon serta dari hasil analisis petrofisika didapatkan nilai rata-rata properti petrofisika pada zona reservoir sebesar 50% (vshale), 24% (porositas), dan 38% (water saturation) yang secara keseluruhan menunjukkan kualitas reservoir diklasifikasikan cukup baik. Penelitian ini juga mendapatkan hasil perhitungan potensi sumber daya hidrokarbon berupa gas (Gas Initial in Place) dengan metode pemodelan statik didapatkan sebesar 157.263 BCF.

---

The Lower Kutai Basin is one of the Kutai Sub-basins that still produces hydrocarbon resources. The formation that plays a role as a reservoir in this study is the Pamaluan Formation which is composed of sandstone with shale inserts. In order to support the utilization of hydrocarbon potential in the Pamaluan Formation, an in depth evaluation is needed to increase oil and gas production. One effort to ignite it is to determine the quality of the reservoir, determine the prospect zone, and calculate the potential amount of hydrocarbon resources in this formation. The method used in this study is to conduct a petrophysical analysis in the form of vshale values, porosity, water saturation, and net to gross which are then spread laterally to determine the quality of the reservoir and determine the distribution of the prospect zone and static modeling is carried out to obtain the value of large hydrocarbon resources in the form of gas in the Pamaluan Formation. The results of this study indicate that there are two main structural heights around Well MH-2 and MH-3 which have the potential as hydrocarbon migration and accumulation paths and from the results of petrophysical analysis, the average value of petrophysical properties in the reservoir zone is 50% (vshale), 24% (porosity), and 38% (water saturation) which overall indicates quite good reservoir quality. This study also obtained the results of calculating the potential for hydrocarbon resources in the form of gas (Initial Gas in Place) using the static modeling method which was obtained at 157.263 BCF."

"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."

"Lapangan 'X' adalah salah satu lapangan penghasil minyak di Cekungan Sumatera Tengah. Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil minyak terbesar di Indonesia. Lapangan 'X' adalah area dengan Formasi Bekasap onlaping ke Tinggian Basement. Fitur onlapping berpotensi untuk perangkap stratigrafi. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi potensi perangkap stratigrafi, distribusi reservoir batu pasir, tipe fasies, dan lingkungan pengendapan. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 3D, log sumur, dan data inti batuan. Metode penelitian yang digunakan adalah analisis elektrofasies berdasarkan log sumur, atribut seismik, dan model geologi konseptual. Hasil penelitian menunjukkan bahwa ada potensi perangkap stratigrafi dalam bentuk perangkap intra-formasi dan regional. Jebakan intra-formasi dibentuk oleh perselingan batupasir dan litologi serpih secara vertikal dan perubahan fasies lateral, sedangkan jebakan regional dibentuk oleh lapisan serpih Formasi Telisa dan Formasi Bekasap dengan onlap di Tinggian Basement. Berdasarkan inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, atribut envelope, dan atribut rms amplitudo  menunjukkan distribusi reservoir batupasir A Formasi Bekasap berarah Timurlaut - Baratdaya pada zona onlapping ke Tinggian Basement. Berdasarkan integrasi analisis data batuan inti, elektrofasies, inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, dan atribut rms amplitudo lingkungan pengendapan reservoir diinterpretasikan sebagai wave dominated delta yang terdiri dari empat fasies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, dan offshore.

---

The 'X' field is an oil-producing field in the Central Sumatera Basin. Central Sumatera Basin is one of the largest oil-producing sedimentary basin in Indonesia. The field is an area in the form of onlaping Bekasap Formation to the Basement High. The onlapping feature has potential for stratigraphic traps. This study aims to identify the potential stratigraphic traps, the distribution of sandstone reservoirs, facies types and the depositional environments. The data used in the study are 3D seismic data, well log, and core data. The research methods used including the analysis of electrofacies based on well log, seismic attributes, and conceptual geology model. The research shows that there is a stratigraphic trap in the form of intra-formation and regional traps. Intra-formation traps were formed vertically by the intersection of sandstone and shale lithologies and lateral facies changes, whereas the regional traps are formed by the shale layer of Telisa Formation and Bekasap Formation with onlapping on the Basement High. Based on AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz, envelope, and rms amplitude attributes show the distribution sandstone reservoir A of Bekasap Formation is Northeast - Southwest on onlaping zone to the Basement High. Based on integrated of core data, electrofacies, AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz and rms amplitude attributes, the depositional environment of reservoir is interpretated as wave dominated delta which is of four facies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, and offshore facies."

"Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis karakteristik reservoir karbonat pada Formasi Lower Baturaja di Cekungan Sunda menggunakan parameter petrofisika, distribusi fasies karbonat, serta analisis lingkungan pengendapan. Formasi Lower Baturaja dipilih karena memiliki potensi sebagai reservoir hidrokarbon yang signifikan, namun menghadapi tantangan heterogenitas batuan karbonat yang kompleks. Metodologi penelitian mencakup analisis petrofisika, elektrofasies, fasies, dan penentuan unit aliran hidrolik (Hydraulic Flow Unit, HFU) untuk mengevaluasi kualitas reservoir yang menggunakan data log dari 5 sumur di P1-P5 serta data core dan RCAL dari 3 sumur berupa P1,P2, dan P5. Berdasarkan hasil analisis elektrofasies, daerah penelitian memiliki pola cylindrical (smooth dan serrated), bell, dan funnel yang terdiri dari 7 kelompok rock type/HFU yang terdiri dari HFU-1 hingga HFU-7. Daerah penelitian terdiri dari tiga asosiasi fasies, yaitu AF3 (wave dominated-slope), AF1 (Platform Interior – Open Marine/Lagoon), dan AF2 (Platform-Margin Reefs). Berdasarkan hasil petrofisika, nilai rata-rata parameter petrofisika di seluruh sumur area penelitian, yaitu volume shale 0.29-0.32 v/v, porositas efektif 0.067-0.128 v/v, dan saturasi air 0.57-0.89 v/v. Zona hidrokarbon ditentukan berdasarkan nilai cut-off, yaitu volume shale ≤0.48 v/v, porositas ≥0.09 v/v, dan saturasi air (Sw) ≤0.71 v/v. Zona net pay di tiap sumur dari lapangan ini berupa P1 24.62 ft, P2 5.5 ft, P3 114.57 ft, P4 45 ft, P5 32 ft dengan total ketebalan zona hidrokarbon 221.69 ft. Reservoir terbaik dan paling produktif di lapangan "K" adalah reservoir di zona net pay yang termasuk dalam kelompok rock type HFU 5-7 yang terdiri dari elektrofasies tersusun atas batuan karbonat yang terbentuk di asosiasi fasies AF3 (wave dominated-slope).

---

This research aims to analyze the characteristics of carbonate reservoirs in the Lower Baturaja Formation in the Sunda Basin using petrophysical parameters, carbonate facies distribution, and depositional environment analysis. The Lower Baturaja Formation was selected due to its significant potential as a hydrocarbon reservoir, despite facing challenges from complex carbonate rock heterogeneity. The research methodology includes petrophysical analysis, electrofacies, facies, and hydraulic flow unit (HFU) determination to evaluate reservoir quality using log data from 5 wells (P1-P5) and core and RCAL data from 3 wells (P1, P2, and P5). Based on electrofacies analysis results, the study area exhibits cylindrical (smooth and serrated), bell, and funnel patterns consisting of 7 rock type/HFU groups from HFU-1 to HFU-7. The study area comprises three facies associations: AF3 (wave dominated-slope), AF1 (Platform Interior – Open Marine/Lagoon), and AF2 (Platform-Margin Reefs). Based on petrophysical results, the average petrophysical parameter values across all wells in the study area are: volume shale 0.29-0.32 v/v, effective porosity 0.067-0.128 v/v, and water saturation 0.57-0.89 v/v. Hydrocarbon zones were determined based on cut-off values: volume shale ≤0.48 v/v, porosity ≥0.09 v/v, and water saturation (Sw) ≤0.71 v/v. The net pay zones in each well are: P1 24.62 ft, P2 5.5 ft, P3 114.57 ft, P4 45 ft, P5 32 ft, with a total hydrocarbon zone thickness of 221.69 ft. The best and most productive reservoir in the "K" field is the reservoir in the net pay zone belonging to rock type group HFU 5-7, which consists of electrofacies composed of carbonate rocks formed in facies association AF3 (wave dominated-slope)."

"Basement merupakan batuan yang kompak dan memiliki porositas yang sangat kecil, sehingga dibutuhkan porositas sekunder agar dapat menyimpan hidrokarbon. Rekahan merupakan salah satu porositas sekunder, namun tidak semua rekahan dapat menjadi porositas sekunder yang baik. Rekahan terbuka dapat menyimpan hidrokarbon dan menukung produktivitas dan kualitas dari basement reservoir. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi rekahan terbuka dengan menggunakan log FMI dan atribut seismik pada lapangan "I", Cekungan Barito. Hasil dari interpretasi log FMI dari kedua sumur menyatakan bahwa arah azimuth dari rekahan terbuka adalah Timur-Timur Laut mdash;Barat-Barat Daya, Utara-Barat Laut Selatan-Tenggara dan Barat-Barat Laut Timur-Tenggara serta dapat diketahui arah stress horizontal. Orientasi stress dari log FMI didukung oleh data leak-off test LOT dan log densitas dapat mengidentifikasi stress regime yang berlaku pada cekungan Barito. Orientasi azimuth dan dip dari open fracture hasil dari analisa open fracture digunakan sebagai input di stereonet, sebagai filter orientasi untuk melakukan ant-tracking. Atribut ant-track berdasarkan dari algoritma ant-colony optimization dimana atribut ini hanya memetakan objek yang kontin dan digunakan sebagai metode untuk meningkatkan resolusi dari atribut geometri seismik lainnya. Atribut yang sensitif terhadap rekahan yaitu varian digunakan sebagai input untuk atribut ant-track. Hasil menunjukkan bahwa ant-track dan image log berkorelasi dengan baik. Dengan digunakannya atribut ant-track, patahan dan rekahan dapat diidentifikasi dengan resolusi dan visualisasi lebih baik dibandingkan hanya menggunakan atribut varian saja, sehingga memudahkan interpretasi.

---

basement has very small matrix porosity, secondary porosity is needed to storing hydrocarbon within the basement. Fracture is a secondary porosity, yet not all fracture can be a good secondary porosity. Open fracture have capability to storing hydrocabon, also have important roles in productivity and quality of the pre tertiary basement reservoir. This study is aimed at identifying open fractures using FMI log and seismic attributes in the I Field, Barito Basin. Interpreted image log FMI on two wells gives the azimuth and dip orientation of open fractures ENE ndash WSW, NNW SSE and WNW ESE and also the horizontal stress orientation. The stress orientation from image log combined with leak off test LOT data and density log used to prevailing stress fields.

Azimuth and dip orientation of the open fracture from FMI log is the input of the stereonet, as an orientation filter for ant tracking. Ant track attribute is based on ant colony optimization algorithm that captures only continuous features and used as edge enhancement methods for fracture sensitive attributes. The fracture sensitive attribute variance applied as an input data for ant track attribute. Results showed that ant track map and image log analysis correlated very well. Also, by applying ant track attribute to the fracture sensitive attributes succesfully able to identify faults and fractures with better resolution and visualization than only using the fracture sensitive attribute itself, so it makes easier to interpret and get the information."

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

---

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

"Lapangan “X” merupakan salah satu lapangan yang terletak di Cekungan Sunda. Lapangan ini merupakan salah satu zona potensi hidrokarbon di Indonesia, dengan salah satu zona potensi hidrokarbon terletak pada batuan reservoir karbonat build-up yang berada di Formasi Upper Baturaja. Studi ini akan menghasilkan volume petrofisika semu untuk properti petrofisika volume shale, porositas, dan saturasi air menggunakan lima kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut, yang kemudian nilai korelasi dan errornya akan ditingkatkan probabilistic neural network (PNN). Integrasi dari ketiga metode ini bertujuan untuk memberikan gambaran dan pemahaman baru terhadap karakterisasi daerah yang berpotensi hidrokarbon di Lapangan ”X”.

---

”X” Field is one of the fields located in Sunda Basin. “X” Field is one of the hydrocarbon potential zones in Indonesia, with one of its hydrocarbons potential zones located in the carbonate build up reservoir in the Upper Baturaja Formation. This study will produce pseudo petrophysical volumes for petrophysical properties such as shale volume, porosity, and water saturation using five seismic attributes combination from the seismic multi-attributes method. Probabilistic neural network (PNN) is used to improve the correlation and error value from the log. The integration of these three methods aims to provide new insights and understanding of the characterization of hydrocarbon potential areas in “X” Field."

"Lapangan “Kefa” terletak di Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah memiliki struktur berupa kumpulan dari beberapa build-up yang terletak pada Formasi Mantawa. Fluktuasi muka air laut ketika terbentuknya build-up dapat memicu munculnya porositas sekunder, yang berdampak pada distribusi porositas tidak merata di Lapangan “Kefa”. Penelitian ini berfokus untuk memodelkan porositas pada Formasi Mantawa menggunakan metode inversi stokastik. Metode inversi tersebut dapat menghasilkan persebaran nilai impedansi akustik yang lebih tegas dibanding inversi deterministik, sehingga mampu memetakan porositas pada build-up dengan resolusi vertikal yang lebih baik. Hasil inversi stokastik menunjukkan nilai impedansi akustik pada rentang 13.000-28.500 (ft/s)(g/cc) yang diperkirakan sebagai pay zone dan rentang 28.500-40.000 (ft/s)(g/cc) sebagai zona tight carbonate. Dengan memanfaatkan metode collocated co-kriging, log porositas sebagai variabel utama digunakan untuk mendistribusikan porositas yang akan mengikuti tren persebaran impedansi akustik sebagai variabel sekunder. Nilai porositas pada pay zone diperkirakan berkisar di rentang 15-35%, sedangkan nilai porositas pada zona tight carbonate berada di bawah 15%. Zona dengan nilai porositas lebih tinggi tersebut dapat dipertimbangkan sebagai target eksplorasi.

---

“Kefa” Field is located in Banggai Basin, Central Sulawesi, and characterized by a group of carbonate build-ups within the Mantawa Formation. These build-up structures contribute to the development of secondary porosity, which affects the distribution of porosity across the field. This study focuses on porosity modeling in the Mantawa Formation using a stochastic inversion method. Compared to deterministic inversion, this approach produces a clearer distribution of acoustic impedance, allowing for better vertical resolution in mapping porosity within the build-ups. The stochastic inversion results show acoustic impedance values ranging from 13,000 to 28,500 (ft/s)(g/cc), interpreted as pay zones, and from 28,500 to 40,000 (ft/s)(g/cc), interpreted as tight carbonate zones. Using the collocated co-kriging method, the porosity log is used as the primary variable to distribute porosity, guided by the trend of acoustic impedance as a secondary variable. Porosity values in the pay zone are estimated to range between 15–35%, while those in the tight carbonate zone are generally below 15%. The zone with higher porosity values can be considered as a potential exploration target."