Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Gas hidrat secara alami terbentuk ketika molekul gas bebas terjebak di dalam kisi molekul air maka akan terbentuk padatan yang stabil yang bergantung pada suhu dan tekanan. Metode Bottom Simulating Reflector (BSR) dapat digunakan untuk melihat kenampakan kontras impedansi yang terjadi antara gas hidrat dengan keberadaan gas bebas yang berada di bawahnya. Karakteristik dari BSR yaitu amplitudo tinggi yang cukup kontras memotong struktur geologi serta dapat dilihat dari polaritas yang berbalik. Apabila dibawah BSR terdapat gas bebas, maka akan terjadi anomali kecepatan gelombang seismik dari tinggi ke rendah. Metode inversi Impedansi Akustik (AI) dengan metode model based dapat digunakan untuk menentukan nilai Impedansi Akustik serta kecepatan gas hidrat dan gas bebas dan menentukan keberadaan BSR di daerah Cekungan Bengkulu. Nilai p-wave BSR yang berkorelasi dengan gas hidrat berkisar antara 9000-10000 ft/s sedangkan nilai p-wave BSR yang berkorelasi dengan gas bebas berkisar antara 6500-7500 ft/s. Nilai Impedansi Akustik BSR yang berkorelasi dengan gas hidrat adalah antara 19.000-21.000 ft/s*g/cc, sedangkan nilai Impedansi Akustik BSR yang berkorelasi dengan gas bebas yang berada dibawahnya adalah antara 12000-14000 ft/s*g/cc. Dari hasil inversi model based, didapat bahwa BSR pada penelitian ini berada di Formasi Parigi dengan kedalaman BSR berkisar 1100-1300 meter di bawah dasar laut.

---

Gas hydrate is naturally formed when free gas molecules trapped in a lattice of water molecules it will form a stable solid which depends on temperature and pressure. Bottom Simulating Reflector (BSR) methods can be used to see the appearance of the impedance contrast that occurs between the gas hydrate with the presence of free gas beneath it. Characteristics of BSR is high amplitude contrast across geological structure as well as can be seen from the polarity is reversed. If there is free gas below the BSR, there will be a seismic wave velocity anomaly from high to low. The inversion method Acoustic Impedance (AI) with a model-based method can be used to determine the value of acoustic impedance and velocity of gas hydrate and free gas and can determine the presence of BSR in Bengkulu Basin area. The p-wave that BSR correlated with gas hydrate ranging from 9000-10000 ft / s, while the p-wave that BSR correlated with free gas ranged between 6500-7500 ft / s. The Acoustic Impedance that BSR correlated with the gas hydrate is between 19000-21000 ft / s*g / cc, while the Acoustic Impedance that BSR correlated with free gas that are below BSR is between 12000-14000 ft / s*g / cc. From the results of the inversion models based, found that the BSR in this study were in Parigi Formation with BSR depths ranging from 1100-1300 meters below the seabed."

"Karakterisasi reservoar pada Lapangan "X" telah dilakukan menggunakan inversi impedansi akustik dan geostatistik. Kedua teknik ini dapat menghasilkan peta persebaran reservoar yang didapatkan dari impedansi akustik hasil inversi dan porositas. Selain itu, peta persebaran reservoar dapat digunakan untuk melihat litologi batuan reservoar. Daerah penelitian terletak di Lapangan "X" pada Cekungan Sumatera Tengah, Provinsi Riau. Teknik inversi impedansi akustik yang digunakan adalah inversi model based, sedangkan teknik geostatistik yang digunakan adalah teknik cokriging. Hasil analisa terintegrasi dari kedua teknik menunjukkan bahwa daerah target mempunyai litologi batupasir ber-porous disekitar well A-1 dengan porositas tinggi pada nilai impedansi akustik 15.000-19592 ((ft/s)*(g/cc)) dan mempunyai litologi batupasir tight disekitar well A-12 dan well A-16 dengan porositas cukup rendah pada nilai impedansi akustik 15306-20204 ((ft/s)*(g/cc)) dan 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc)).

---

ABSTRAKReservoir characterization in 'X' field has been carried out using acoustic impedance inversion and geostatistics. Both of these techniques can produce a map of the distribution reservoir that obtained from acoustic impedance inversion and porosity results. Beside that, a map of the distribution reservoir can be used to view the lithology of rocks. The research area is in "X" field at Central Sumatera Basin, Riau, Indonesia. The acoustic impedance inversion is performed by using "model based" inversion, while the cokriging technique had been used as part of geostatistic technique. The integrated analysis results from these methods show that the reservoir in research field has porous sandstones around the well A-1 with high porosity in acoustic impedance values 15000-19592 ((ft/s) *(g/cc)) and has tight sandstone around well A-12 and well A-16 with low porosity in acoustic impedance values 15306-20204 ((ft/s) *(g/cc)) and 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc))."

"Telah dilakukan kajian optimalisasi inversi seismik dengan memvariasikan jumlah picking horizon dan metode inversi yang digunakan untuk memetakan gambaran bawah permukaan yang berpotensi menjadi reservoar hidrokarbon di lapangan F3, Laut Utara, Belanda. Inversi seismik ini dikontrol oleh data sumur. Inversi seismik sangat ditentukan oleh penentuan picking horizon dan metode inversi yang digunakan. Untuk struktur litologi yang tidak kompleks (flat) cukup menggunakan dua horizon. Sedangkan untuk litologi yang kompleks seperti downlap dan onlap, picking horizon tidak cukup dua. Pada daerah lapangan F3 ini memiliki downlap dan bright spot, yang menyebabkan lapangan ini berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon dan telah dilakukan pengujian penggunaan jumlah picking horizon untuk memetakan bawah permukaan di lapangan ini. Diperoleh hasil yang optimal dengan 3 horizon, adapun metode seismik inversi yang optimal untuk menyelesaikan downlap ini adalah model based daripada metode bandlimited dan sparse spike. Hasil horizon slice pada metode model based menunjukkan bahwa terdapat dua zona reservoar. Ketebalan reservoar pertama sekitar 40.08 m dengan luas sekitar 13,353,840 m2 dan reservoar kedua ketebalannya sekitar 26.4 m dengan luas sekitar 5,104,160 m2.

---

Study about optimization in seismic inversion by varying the number of horizon picking and inversion method has been conducted to delineate subsurface of prospective hidrocarbon reservoir zone at field F3, North Sea, Netherland. Seismic inversion was controlled by wells data. Seismic inversion is strongly determined by horizon picking and the method of the inversion itself. For less lithological structure (flat), 2 horizons are enough, meanwhile for complex lithological structure such as downlap and onlap, more horizons picking are needed. Downlap and bright spot structure were found in field F3 which made this area became prospectous and thus horizon picking determination was conducted to delineate the subsurface. The result shows that the optimum horizon is 3, and the optimum seismic inversion method is model based than bandlimited and sparse spike. The results of horizon slice models based method shows that there are two reservoir zones exist. The first zone is approximately 40.08 m thick which enclose 13,353,840 m2 areas, while the second zone is about 26.4 m thick with 5,104,160 m2 areas."

"Lapangan Athar mulai berproduksi sejak tahun 1975 dengan produksi kumulatif mencapai 900 MMbbls dan RF 50%. Pada tahun 2011 dilakukan akuisisi seismik 3D untuk melihat remaining potential yang ada di lapangan ini. Analisa seismik 3D dengan atribut seismik dan inversi simultan memberikan hasil yang cukup baik untuk menentukan penyebaran batupasir dan hidrokarbon yang ada di dalam nya. Volume densitas hasil inversi, atribut minimum amplitude, dan atribut arc length membantu dalam mengidentifikasi penyebaran reservoar. Lambda-Rho dan AI membantu dalam mengidentifikasi area-area yang mengandung hidrokarbon. Interpretasi struktur di seismik menunjukkan adanya sesar minor, yang sebelumnya tidak teridentifikasi pada seismik 2D. Hasil analisa seismik digunakan dalam pembuatan 3D geomodel. Penentuan batas channel, dan area hidrokarbon di dipandu hasil dari analisa seismik dan data sumur. Empat tubuh channel teridentifikasi dari analisis tersebut, sementara overbank deposit disebarkan secara statistik. Data interpreasi struktur digunakan untuk menentukan jumlah segmen atau kompartemen, dan hasilnya adalah lima segmen selatan dan satu segmen utara terdapat di zona dangkal Lapangan Athar. Hasil pemodelan geologi menunjukkan bahwa segmen 5 menjadi area yang masih memiliki prosepek untuk produksi minyak, sementara segmen 2 memiliki prospek untuk produksi gas.

---

Athar Field start producing since 1975 up to now with cummulative production reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 to identify the remaining potential in this field. Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide a good result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Density cube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are used to map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify the remaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there are minor faults which is not identified before with 2D seismic.

The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limit determination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic and well data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank deposit distributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number of segment or compartment, and the result are five segments in the south and one segment in the north identified in the shallow zone Athar Field. The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect in oil production, whilst segment 2 has prospect in gas production."

"Studi inversi AVO melalui pendekatan simultaneous inversion di lapangan Alpha didesain untuk mendapatkan model geologi dan geofisika di lapangan tersebut, termasuk didalamnya distribusi dan geometri reservoar serta identifikasi fluida hidrokarbon. Simultaneous inversion dilakukan pada data seismik angle stack dan ditujukan untuk menghitung parameter elastis seperti densitas, Vp, Vs, impedansi akustik (Zp) dan impedansi shear (Zs). Parameter tersebut selanjutnya digunakan untuk karakterisasi reservoar deltaik dan mendelineasi hidrokarbon melalui pendekatan lambda mu rho. Sebagai komparasi, dilakukan pula analisis atribut berbasis amplitude pada data post stack dan angle-stack Lapangan Alpha merupakan bagian dari Sanga-Sanga PSC dan terletak dibagian selatan cekungan Kutai. Tebal reservoar batupasir umumnya kurang dari 10 meter dan interbedded dengan coal. Seismically, batupasir dibawah resolusi tuning thickness serta refleksi coal yang kuat berinterferensi dengan data seismik post-stack konvensional. Penampang impedansi akustik (Zp) turunan dari metoda ini telah memberikan pemahaman yang lebih baik mengenai konektivitas, kontinyuitas, dan kompleksitas reservoar deltaik secara vertikal, terutama pada area-area disekitar kontrol sumur. Namun demikian, hasil simultaneous inversion secara umum menunjukkan bahwa metoda LMR tidak memberikan separasi litologi dan identifikasi kandungan fluida sesuai yang diharapkan. Sebaliknya, analisis atribut berbasis amplitude pada data post-stack dan far-angle stack memberikan hasil interpretasi yang lebih memuaskan.

---

The Alpha field simultaneous AVO inversion study was designed to provide geological and geophysical model in the field including reservoir distribution and geometry, and fluid potential identification. Simultaneous inversion was performed in seismic angle stack volumes to obtain elastic parameters such as density, Vp, Vs, acoustic impedance (Zp) and shear impedance (Zs). Those parameters are used to characterize reservoir and delineate hydrocarbon throughout lambda mu rho approaches. Moreover, amplitude-based attribute analysis also done to compare and complete the analysis. The study area is located in the sanga-sanga PSC to the south of Kutai basin. The reservoir sands, statistically are less than 10 meters and inter-bedded with coals. Seismically, the reservoir sands are below seismic tuning thickness resolution and strong coal reflections interfere with the conventional post-stack seimic data. The acoustic impedance section derived from this study has been giving better understanding relates to reservoir connectivity, continuity, and complexity of the deltaic reservoir, mainly in the area which closes to the well control. However, results of inversion in general cannot meet the expectation of giving good lithology separation and fluid content identification. On the other hand, amplitude-based attribute analysis on post-stack and far-angle stack volume gives more specific result in terms of reservoir geometry and fluid identification."

"Studi menggunakan metoda seismik telah diterapkan dalam penelitian ini untuk menginterpretasi dan mendelineasi penyebaran reservoar Gita sand di Lapangan S. Dengan menggunakan inversi seismik, kita bisa mendapatkan model geologi penyebaran reservoar melalui penampang dan slicing P-impedance. Lapangan S terletak di sebelah utara Cekungan Asri dan merupakan lapangan eksplorasi yang belum pernah ditemukan potensi hidrokarbon. Hipotesis awal dari analisa sensifitas menunjukkan bahwa data sumur memiliki sensifitas terhadap P-impedance untuk memisahkan litologi. Analisa hasil inversi membantu interpretasi model geologi menjadi lebih akurat dan juga menunjukkan bahwa reservoar tersebar di sekitar prospek eksplorasi Undip B-1. Hasil penelitian membuktikan bahwa prospek Undip B-1 dapat menjadi prospek hidrokarbon baru di lapangan S.

---

Seismic inversion method has been applied to interpret and delineate reservoir distribution of Gita sand in S field. Using seismic inversion, it can get reservoir distribution model through P-impedance section and slicing. S field is exploration field located in the northern part of Asri Basin and there was no found hydrocarbon potential previously in this field. Initial review from sensitivity analysis shows that well data has sensitivity to p=impedance to classify lithology. The inversion result helps geological model interpretation to be more accurate and also shows resevoir distribution around exploration prospect Updip B-1. The result of this study prove that exploration prospect Updip B-1 can be new hydrocarbon prospect in S field."

"Karakterisasi reservoar hidrokarbon merupakan serangkaian proses yang meliputi interpretasi, analisis, serta evaluasi sebuah reservoar berdasarkan data geologi dan geofisika. Suatu reservoir hidrokarbon dapat diklasifikasikan sebagai suatu reservoar yang berkarakter ekonomis untuk eksplorasi dan produksi jika proses karakterisasi reservoir dilakukan dengan tepat secara kualitatif dan kuantitatif. Integrasi data geologi dan geofisika dapat bermanfaat bagi karakterisasi reservoar melalui pemanfaatan metode inversi seismik. Keberadaan hidrokarbon di Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan dianalisis menggunakan inversi seismik yang menggunakan data full-stack seismic secara model-based. Implementasi metode inversi model-based menggunakan properti seismik, yaitu impedansi akustik. Dengan mengintegrasi data sumur, dapat dihasilkan properti fisika batuan, seperti impedansi akustik gelombang-P (Zp) dan kecepatan gelombang-P (Vp). Pemanfaatan impedansi akustik dengan memperhatikan hasil analisis wavelet yang tepat untuk melaksanakan proses inversi dapat bermanfaat untuk melakukan prediksi litologi bawah permukaan penyusun reservoar hidrokarbon. Hasil inversi impedansi akustik dapat dielaborasikan untuk mendelineasi litologi sand dan shalesecara umum pada lingkungan pengendapan berupa delta-fluvial. Prediksi litologi melalui ketersediaan data Sumur BUDAPEST, CANNES, dan DEBRECEN pada reservoar pada studi penelitian ini berhasil memprediksi litologi berupa sand (Class 1) sebesar 40.89%, sand (Class 2) sebesar 38.08%, shale sebesar 37.20%, serta karbonat sebesar 53.34%.

---

Hydrocarbon reservoir characterization is a series of processes that include interpretation, analysis, and evaluation of a reservoir based on geological and geophysical data. A hydrocarbon reservoir can be classified as a reservoir with economical characteristics for exploration and production if the reservoir characterization process is carried out qualitatively and quantitatively. The integration of geological and geophysical data can be useful for reservoir characterization through the use of the seismic inversion method. The presence of hydrocarbons in the Talang Akar Formation, South Sumatra Basin was analyzed using seismic inversion which uses model-based, from full-stack seismic data. The implementation of the model-based inversion method uses acoustic impedance as the property. By integrating well data, rock physics properties can be generated, such as P-wave acoustic impedance (Zp) and P-wave velocity (Vp). Utilization of acoustic impedance by taking into account the results of the appropriate wavelet analysis to carry out the inversion process can be useful for predicting subsurface lithology making up hydrocarbon reservoirs. The results of acoustic impedance inversion can be elaborated to delineate sand and shale lithologies in general in delta-fluvial depositional environments. The lithology prediction through the availability of data on the BUDAPEST, CANNES, and DEBRECEN wells in the reservoir of research in this study succeeded in predicting lithology in the form of 40.89% sand (Class 1), 38.08% sand (Class 2), 37.20% shale, and 53.34% carbonate."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Data 3D post-stack Lapangan Spinel diinversikan dengan tujuan mengestimasi nilai impedansi akustik pada zona Patchawarra Coal Seam Gas. Teori mengenai inversi model-based dianalisa sebagai satu-satunya metode yang digunakan dalam penelitian ini dengan maksud mengidentifikasi keberadaan dan kemenerusan zona Coal Seam Gas. Hasil dari inversi model-based menunjukkan bahwa zona Patchawarra Coal Seam Gas yang paling tebal dapat diidentifikasi. Meskipun terdapat sifat band-limited dari data seismik yang digunakan dan juga hasil inversi yang tidak mampu mengidentifikasi tiap-tiap sub-zona dari Pathcawarra Coal Seam Gas, estimasi parameter tersebut dapat cukup meyakinkan. Impedansi akustik hasil inversi menunjukkan nilai yang lebih tinggi dibandingkan dengan impedansi akustik hasil perhitungan data log yang menunjukkan 3000 - 4000 (m/s)(g/cc). Hasil inversi menunjukkan bahwa anomali impedansi akustik yang sangat rendah (6000 - 7000) (m/s)(g/cc) yang mana hal ini menunjukkan keberadaan reservoir. Anomali impedansi akustik ini terpusat pada sekitar sumur Udacha dan Middleton di barat sampai selatan dari daerah penelitian. Sementara itu kontinuitas dari Coal Seam Gas yang paling tebal ini mulai tak terlihat pada seikitar sumur Tennyson. Struktur anticlinal faulted pada barat laut - tenggara diinterpretasikan dapat mempengaruhi kontinuitas Coal Seam Gas yang paling tebal ini meskipun secara tidak langsung, misalnya keberadaan bidang patahan yang kemudian menyebabkan erosi permukaan.

---

The 3D post-stack data of Spinel Field were inverted to estimate the acoustic impedance of the Patchawarra Coal Seam Gas zones. The theory of model-based inversion is reviewed as the only method that had been used in this research in order to identify the Coal Seam Gas zones. The model-based inversion result shows that the thickest zone of Patchawarra Coal Seam Gas could be identified. While the band-limited nature of the seismic data and the resulting inversion does not resolve each sub-zone of the Patchawarra Coal Seam Gas, the parameter estimation appears to be quite reliable. The inversion result gave the higher acoustic impedance compares to the computed impedance in log data which shows 3000 - 4000 (m/s)(g/cc). The inversion result shows the low acoustic impedance anomaly (6000 - 7000 (m/s)(g/cc)), which is associated with reservoir. The low impedance anomaly allocated around Udacha and Middleton wells in the west to south of the research area, while the continuity of the thickest Coal Seam Gas disappeared around the Tennyson well. The interpreted northwest - southeast anticlinal faulted structures might affect the continuity of the thickest Coal Seam Gas indirectly, such as eroded surface caused by that fault plane. "

"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."