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."

"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."

"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."

"Karbonat Oligosen-Miosen di Cekungan Jawa Timur, atau Formasi Kujung 1, telah memberi kontribusi terhadap penemuan cadangan hidrokarbon sejak tahun 1990-an. Beberapa studi dilakukan untuk karakterisasi reservoar didominasi oleh penggunaan data pre-stack untuk membedakan antar fluida. Dengan adanya ketersediaan data seismik post-stack pada Lapangan “PATRA”, dilakukan integrasi antara analisis petrofisika dan analisis multi-atribut untuk melengkapi hasil inversi seismik post-stack. Studi ini menghasilkan volume petrofisika semu (kandungan serpih, porositas dan saturasi) menggunakan 5 kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut. Atribut ini termasuk atribut eksternal (impedansi akustik hasil inversi berbasis model) dan atribut internal (amplitudo sesaat, frekuensi sesaat, fase sesaat, polaritas semu, frekuensi rata-rata dan frekuensi dominan). Jika atribut impedansi akustik digunakan untuk menghasilkan parameter petrofisika, maka error berkisar pada 32-57%. Penggunaaan multi atribut, dan juga PNN, mengurangi error ini menjadi 32-40% hingga 19-35%. Interpretasi seismik terintegrasi ini memungkinkan untuk delineasi zona interest yang berpotensi. PROMETHEUS dengan ketebalan ~213 ft dan luas 58.268.238 ft2 memiliki rata-rata kandungan serpih, porositas dan saturasi air sebesar 0,12-0,25, 0,3 dan 0,7. Prospek ini memiliki estimasi Hydrocarbon Initially in Place sebesar ~930.835.102 scf.

---

The Oligocene-Miocene carbonates of the East Java Basin, or the Kujung 1 Fm., have contributed significant hydrocarbon discoveries since the 1990s. Multiple studies conducted for reservoir characterization dominantly use pre-stack information to differentiate fluids. With the availability of post-stack seismic data Field “PATRA”, the integration of petrophysical analysis and multi-attribute analysis is done to enhance the results of post-stack inversion. This study created pseudo-petrophysical volumes (shale content, porosity and water saturation) using 5 combinations of seismic attributes through multi-attribute analysis. These attributes include external attributes (inverted P-Impedance from model-based inversion) and internal attributes (instantaneous amplitude, instantaneous frequency, instantaneous phase, apparent polarity, average frequency and dominant frequency). If a single attribute of P-impedance is used to derive the petrophysical parameter, the error ranges 32-57%. The use of multi attributes, and then PNN, reduced this error to 32-40% to 19-35%. The integration of seismic interpretation made it possible to delineate a potential zone of interest. PROMETHEUS with a thickness of ~213 ft and an area of 58,268,238 ft2 has average shale content, porosity and water saturation value of 0.12-0.25, 0.3 and 0.7. This zone of interest has an estimated Hydrocarbon Initially in Place of ~930,835,102 scf."

"Lapangan Kutilang merupakan lapangan penghasil gas di Jawa Timur. Lapangan ini mengalami penurunan produksi yang mengakibatkan tergerusnya cadangan dan nilai keekonomian lapangan tersebut. Kegiatan eksplorasi dilakukan guna menambah sumberdaya dan cadangan dengan target Formasi Kujung I. Formasi ini memiliki potensi hidrokarbon dari interpretasi data log dan gas yang tinggi di Sumur K-2. Anomali SQp dan SQs di zona gas Sumur K-2 memiliki kesamaan rentang nilai dengan anomali SQp dan SQs di lepas pantai Malaysia. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mendeliniasi fasies, properti dan fluida pori pada Formasi Kujung I dengan metode atenuasi SQp dan SQs. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan data seismik 3D dan 3 buah data sumur pemboran. Hasil penelitian ini diharapkan dapat menemukan sumberdaya baru di Lapangan Kutilang. SQp dan SQs didapatkan dengan menggunakan rasio VpVs dan densitas yang didapatkan dari inversi seismik simultan. Analisis fasies sumuran menghasilkan asosiasi fasies A yang tersusun oleh batugamping dan serpih dan asosiasi fasies B yang tersusun oleh batugamping masif. Peta atribut sweetness, rms amplitude, distribusi fasies serpih-batuan reservoar dan volume serpih memberikan gambaran penyebaran Asosiasi fasies A yang mencirikan pengendapan pada lingkungan paparan karbonat tersebar merata di daerah penelitian sedangkan asosiasi fasies B yang mencirikan pengendapan terumbu berada di tepi Tenggara daerah penelitian. Penelitian ini juga membuktikan bahwa metode SQp dan SQs dapat digunakan untuk diskriminasi serpih dengan reservoar yang mana serpih memiliki rentang nilai SQp lebih dari 0.8 dan nilai SQs sebesar 0.5-0.65. Selain itu, SQp memiliki hubungan linear dengan volume serpih dan menghasilkan sebuah persamaan empiris (R=0.74). SQs memiliki hubungan linear dengan porositas batuan dan menghasilkan sebuah persamaan empiris (R=0.54). Kedua persamaan empiris tersebut dapat digunakan untuk memprediksi volume serpih dan porositas serta penyebarannya. Metode ini juga dapat digunakan untuk mendiskriminasi reservoar pembawa hidrokarbon dengan rentang SQp kurang dari 0.5 dan SQs sebesar 0.6-0.76. Penyebaran porositas bagus dan zona reservoar pembawa hidrokarbon terakumulasi disekitar struktur Sumur K-2 dengan arah penyebaran relatif Timur Laut-Barat Daya. Prospek hidrokarbon dapat diketahui dengan mengintegrasikan peta kontur kedalaman, volume serpih, porositas, dan reservoar pembawa hidrokarbon. Terdapat 2 buah prospek yaitu prospek A yang berada di arah Timur Laut dari Sumur K- 1 dan prospek B yang berada di arah Barat dari Sumur K-1. Pengembangan Lapangan Kutilang dapat dilakukan dengan melakukan pemboran exploration tail.

---

Kutilang gas field is one of the gas field in East Java. Production decline triggers issues in reserve and economic aspect. Exploration activity is expected to find new resource and reserve which is focused on deeper reservoir target, Kujung I Formation. Hydrocarbon is found by formation evaluation and high gas reading in K-2 well. SQp and SQs hydrocarbon anomaly of K-2 well has same range value as SQp and SQs hydrocarbon anomaly of Offshore Malaysia case. In order that, this study is aimed to identify the distribution of facies, rock property and pore fluid within Kujung I Formation by using prestack simultaneous attribute based attenuation method of SQp and SQs. This study is completed by post stack and prestack 3D seismic and three exploration wells. VpVs ratio and density volume are resulted from simultaneous inversion of all those data. Then, those are calculated to find SQp and SQs. Well based facies analysis results that facies association A composed by limestone and shale and facies association B composed B massif limestone. Most of study area is covered by carbonate platform composed by facies association A while carbonate reef composed by facies association B is situated on southeastern edge of study area. These are well depicted by sweetness map, RMS amplitude map, litofacies map and shale volume map. SQp and SQs method is able to identify the presence of shale facies from reservoir which SQp has a value more than 0.8 and SQs has value ranging from 0.5 to 0.65. Shale volume can be predicted by empirical equation yielding from SQp and shale volume linear relationship (R=0.74). Porosity can be predicted by empirical equation yielding from SQs and porosity linear relationship (R=0.54). Moreover, this method can also discriminate hydrocarbon bearing reservoir from water bearing one which SQp has a value lower than 0.5 and SQs has value ranging from 0.6 to 0.76. Good porosity reservoir and hydrocarbon bearing reservoir distribution is accumulated surrounding of K-2 well with Northeast-Southwest trending. Two prospects are succesfully identified which are situated on Northeastward and Westward of K-1 well by integrating of depth structure map of Kujung I, shale volume map, porosity distribution map, and payzone map. The future development of Kutilang gas field is sugggested by drilling the deeper target reservoir of Kujung I Formation with exploration tail scheme."

"Cekungan Jawa Timur Utara membentang sepanjang lebih dari 600 km dari barat ke timur, dan memanjang sekitar 250 km dari arah utara ke selatan, serta telah menjadi tempat eksplorasi dan eksploitasi minyak sejak seratus tahun lamanya (Lunt, 2013). Pada batas antara Eosen dan Oligosen, Central Deep mulai mengalami pemekaran (rifting), kemudian terjadi subsidensi secara cepat ke kondisi laut sangat dalam dan menangkap sebagian besar sedimen yang sebelumnya tertransport jauh ke arah timur. Daerah penelitian berada di area struktur Central Deep, tepatnya pada formasi Kujung. Formasi tersebut didominasi oleh litologi claystone dengan banyak sisipan tipis karbonat dan batupasir. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir yang ada pada formasi Kujung (middle Kujung hingga lower Kujung) menggunakan inversi seismik simultan dan transformasi LMR. Metode tersebut akan menghasilkan model properti batuan berupa Zp, Zs, densitas, rigiditas, dan inkompresibilitas, yang dapat digunakan untuk mengetahui sebaran litologi dan kandungan fluida di dalam batuan. Berdasarkan hasil analisis, dapat disimpulkan bahwa hasil inversi simultan mampu mendelineasi zona reservoir karbonat dan batupasir dengan masing-masing nilai parameter sebagai berikut. Reservoir karbonat memiliki nilai impedansi P sebesar 8823 – 11788 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 5338 – 6636 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.47 – 2.7 gr/cc, dan rasio VpVs paling rendah yaitu 1.63 – 1.8. Sedangkan reservoir batupasir memiliki nilai impedansi P sebesar 7764 – 8823 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 4597 – 5338 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.33 – 2.47 gr/cc, dan rasio VpVs sebesar 1.75 – 1.99. Hasil transformasi LMR menunjukkan bahwa reservoir yang mengandung hidrokarbon memiliki nilai parameter sebagai berikut. Zona hidrokarbon pada karbonat memiliki nilai inkompresibilitas 31.9 – 34.2 GPA*gr/cc dan riditas 22.7 – 32.1 GPA*gr/cc. Sedangkan zona hidrokarbon pada batupasir memiliki nilai inkompresibilitas 27.9 – 31.9 GPA*gr/cc dan rigiditas 17.4 – 22.7 GPA*gr/cc.

---

The North East Java Basin extends more than 600 km from west to east, and about 250 km from north to south, has been a place of oil exploration and exploitation for hundred years (Lunt, 2013). At the boundary between the Eocene and the Oligocene, the Central Deep begins to rifted, then subsided rapidly to very deep sea conditions and captures most of the sediment that was previously transported far to the east. The research area is in the Central Deep structure, precisely in the Kujung formation. The formation is dominated by lithology of claystones with many thin interbeds of carbonates and sandstones. This study aims to characterize the reservoir in the Kujung formation (middle Kujung to lower Kujung) using simultaneous seismic inversion and LMR transformation. This method will produce a rock property model in the form of Zp, Zs, density, rigidity, and incompressibility, which can be used to determine the lithological distribution and fluid content of the rocks. Based on the results of the analysis, it can be concluded that the simultaneous inversion result can delineate the carbonate and sandstone reservoir zones with each of the following parameter values. The carbonate reservoir has a P-impedance value of 8823 - 11788 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 5338 - 6636 (m/s)*(gr/cc), density of 2.47 - 2.7 gr/cc, and the lowest value of Vp/Vs is 1.63 - 1.8. While the sandstone reservoir has a P-impedance value of 7764 - 8823 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 4597 - 5338 (m/s)*(gr/cc), density of 2.33 - 2.47 gr/cc, and the Vp/Vs of 1.75 - 1.99. The results of the LMR transformation show that the reservoir containing hydrocarbons has the following parameter values. The hydrocarbon zone in the carbonate has an incompressibility value of 31.9 - 34.2 GPA*(gr/cc) and rigidity of 22.7 - 32.1 GPA*(gr/cc). Meanwhile, the hydrocarbon zone in the sandstones has an incompressibility value of 27.9 - 31.9 GPA*(gr/cc) and rigidity of 17.4 - 22.7 GPA*(gr/cc)."

"Eksplorasi hidrokarbon di bawah batuan vulkanik menjadi sebuah tantangan besar untuk menambah cadangan minyak dan gas bumi di Indonesia. Pada penelitian ini digunakan Metode Audio-Magnetotelluric untuk memetakan perangkap structural reservoir hidrokarbon dikarenakan hasil pemetaan menggunakan gelombang seismik tidak menghasilkan data yang baik pada daerah batuan vulkanik. Survey geofisika dengan metode audio-magnetotelurik (AMT) digunakan untuk mengetahui kondisi bawah permukaan berdasarkan nilai resistivitas dan nilai fasenya. Data mentah berupa data time series dari hasil pengukuran dengan menggunakan unit peralatan Phoenix Geophysics. Kemudian data diolah lebih lanjut dalam bentuk kurva resistivitas semu dan fase terhadap frekuensi. Dalam pengolahannya dilakukan berbagai filterisasi dan koreksi. Hasil akhirnya berupa penampang 2-dimensi dari line pengukuran AMT. Data hasil pemodelan AMT kemudian diinterpretasikan secara terpadu dengan data geologi. Hasil menunjukkan hubungan yang cukup baik antara data AMT dengan data geologi. Dari hasil interpretasi dapat diketahui bahwa terdapat zona patahan di daerah pengukuran dan diketahui perlapisan formasi yang membentuk sistem perminyakan. Formasi Cinambo berperan sebagai batuan induk dan juga reservoir hidrokarbon yang menyebabkan adanya migrasi primer di dalam satu formasi, sedangkan Formasi Kaliwungu berperan sebagai batuan penutup seal rock. Jebakan (trap) hidrokarbon berjenis jebakan struktural karena adanya zona patahan di daerah pengukuran.

---

Exploration of hydrocarbons beneath the volcanic rock becomes a great challenge to increase oil and gas reserves in Indonesia. In this study, Audio-Magnetotelluric method is used for mapping structural trap of hydrocarbon reservoir because the mapping using seismic waves do not produce good data on the area of volcanic rock.

Geophysical surveys with audio-magnetotelluric method (AMT) is used to determine the condition of the subsurface based resistivity values and phase values. The raw data in the form of time series data from the measurement results using the equipment units Phoenix Geophysics. Then the data is processed further in the form of apparent resistivity and phase curves toward frequency. In processing carried out various filtering and correction. The end result is two-dimensional cross-section of the measurement line AMT. Data from the model AMT is then interpreted in an integrated manner with geological data.

The results showed a good enough relationship between data AMT with geological data. Interpretation of the results can be seen that there is a fault zone in the area of measurement and bedding known formations that form a petroleum system. Cinambo Formations act as the parent rock and hydrocarbon reservoir that led to the migration of the primary in one formation, while Kaliwangu Formations act as a cover seal rock. Hydrocarbon type trap is structural trap because there is fault zone in the area of measurement."