Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi reservoar dan batuan induk untuk mengetahui persebaran distribusi reservoar formasi Talang-Akar cekungan Sumatera Selatan. Penelitian ini berdasarkan integrasi data geofisika, geologi dan petrofisika. Tujuan penelitian ini untuk mengetahui karakteristik reservoir dan batuan induk Lapangan studi, membedakan reservoir dan batuan induk dalam satu formasi yaitu formasi Talang Akar, serta mengetahui persebaran net pay lapisan reservoir dan batuan induk. Metode yang digunakan adalah integrasi geofisika, geologi dan petrofisika, yang meliputi interpretasi data seismik menggunakan peta struktur waktu dan kedalaman, inversi seismik post-stack, kecepatan interval, interpretasi geologi meliputi analisa sturktur dan sesar, dan pengolahan data petrofisika dengan menginterpretasi data log sumuran yang menembus Formasi Talangakar yang mengandung hidrokarbon minyak dan gas. Berdasarkan interpretasi seismik, didapat penarikan 4 horison, yaitu Top Lapisan I, Top Lapisan D, Top Lapisan A dan Top Lapisan BRF, yang kemudian dilakukan pemetaan bawah permukaan pada lapisan A dan I untuk mengetahui perkembangan struktur di Daerah Penelitian. Berdasarkan interpretasi geologi, pemerangkapan di Daerah Penelitian berupa struktur antiklin berarah baratdaya-timurlaut yang dibatasi oleh patahan normal pada bagian baratdaya dan tenggara struktur Daerah Penelitian. Berdasarkan analisa petrofisika, reservoir yang utama pada lapangan penelitian, adalah lapisan A dengan kedalaman 1375 m dan ketebalan antara 2 ndash; 8.3 meter. Sedangkan dengan menggunakan data validasi yaitu menggunakan data side wall core sumur TMB-11, lapisan yang berpotensi sebagai batuan induk berkisar 1512 m yang equivalen dengan lapisan I yang memiliki nilai net-pay atau ketebalan batuan pasir yaitu 1,98 meter. Sehingga dapat dilakukan pembedaan daerah penelitian bahwa terdapat satu reservoir yang utama yaitu lapisan A dan batuan induk I pada formasi Talang Akar.

---

Reservoir and source rock characterization has been performed to deliniate the reservoir distribution of Talang akar Formation South Sumatra Basin. This study is based on integrated geophysics, geology and petrophysical data.

The aims of study is to determine the characteristics of the reservoir and source rock, to differentiate reservoir and source rock in same Talang Akar formation, to find out the distribution of net pay reservoir and source rock layers.

The method of geophysical included seismic data interpretation using time and depth structures map, post stack inversion, interval velocity, geological interpretations included the analysis of structures and faults, and petrophysical processing is interpret data log wells that penetrating Talangakar formation containing hydrocarbons oil and gas.

Based on seismic interpretation, obtained of the four horizons, those are Top Layer I, Top Layer D, Top Layer A and Top Layer BRF, which then perform subsurface mapping on Layer A and Layer I to determine the development of structures in the Regional Research.

Based on the geological interpretation, trapping in the form of regional research is anticline structure on southwest northeast trending and bounded by normal faults on the southwest and southeast regional research structure.

Based on petrophysical analysis, the main reservoir in the field of research, is a layer 1,375 m of depth and a thickness 2 to 8.3 meters. While using data validation that used side wall core data of the well TMB 11, the layer as a potential source rock ranging of depth from 1,512 m which is equivalent to the layer I that has a net pay thickness of sand 1.98 meters. It can distinguish the main research areas of reservoirs and rock layers of A and layer I in Talang Akar formation."

"Dalam peningkatan eksplorasi minyak dan gas bumi diperlukannya aspek penelitian yang lebih detail dalam pencarian minyak dan gas bumi. Salah satu aspek penting dalam tahapan eksplorasi adalah system petroleum. System petroleum merupakan suatu system yang menggambarkan elemen dan proses dalam membentuk dan menciptakan akumulasi hidrokarbon. Salah satu element terpenting dalam system petroleum adalah batuan induk source rock. Penelitian ini bertujuan untuk menerapkan beberapa data yang diintergrasi sebagai penunjang dalam merekronstruksikan cekungan daerah penelitian. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah pemodelan cekungan 2D skala lapangan pada lintasan seismik untuk melihat kondisi bawah permukaan yang diintegrasikan dengan hasil persebaran Acoustic Impedance vs total organic carbon. Berdasarkan hasil evaluasi geokimia diketahui lapangan HL yang berada pada sub cekungan Jambi memiliki potensi yang baik pada Formasi Talang Akar dan Gumai dengan nilai TOC 0.6-1 wt untuk formasi Gumai dan 1-1.6 wt untuk formasi Talang Akar, dengan kerogen tipe III. Hasil reflektansi vitrinite pada Formasi Talang Akar dan Gumai di keseluruhan area penelitian yang diwakili oleh sumur pemboran teridentifikasi mature. Hasil persebaran TOC menunjukan pola dominasi dengan potensi TOC yang baik pada Formasi Talang Akar dengan mengisi depositional center pada daerah penelitian. Hasil akhir penelitian ini adalah rekonstruksi kematangan batuan induk yang menunjukan bahwa kematangan batuan induk pada formasi Talang Akar yang digambarkan dengan reflektansi vitirinite menujukan pada periode Miocen Tengah 18.7 ma dengan nilai Ro sebesar 0.6 . pada periode tersebut merupakan fase dimana sedang terjadinya pola sag sehingga termperature tertinggi pada depositional center 170 0 C. Transformasi Ratio akan megambarkan presentasi batuan induk explusi, pada periode tersebut presentasi TR sebesar 40.

---

Increasing oil and gas exploration aspect be required for more detail research in the oil and gas exploration. One of important aspect in the exploration stage is petroleum system. Petroleum system is a system that describes element and processes in the migration and explution hydrocarbon accumulation. One of the most important elements of a petroleum system is the source rock. This study to integrated data as support reconstructing the research area basin. The method used in research is modeling 2D field scale basin on the sesmic path to know subsurface conditions. Distribution Source Rock using Acoustic Impedance vs TOC to knowing about potential of source rock.

Based on the results of geochemical evaluation in HL field that the good potential of source rock is Gumai Formation and Talang Akar Formation with the result 0.6 1 wt for Gumai Formation and 1 1.6 wt for Talang Akar Formation with type kerogen number III. Maturity aspect used Ro vitrinite reflectance the result only meature for all data. The result of distribution TOC show domination high potential TOC on Talang Akar formation filling the depositional center in the study area.

The final result of this research is maturity 2D model of source rock wich show that maturity of the source rock in talang akar formation at Middle Miocene 18.7 ma with Ro value 0.6 . The transformation ration will describe source rock explosion. At middle miocen the velnue TR is 40."

"Rekonstruksi kondisi geologi pada masa lampau dapat dilakukan dengan berbagai pendekatan. Salah satu hasil dari rekonstruksi tersebut adalah determinasi lingkungan pengendapan. Determinasi tersebut dapat dilakukan dengan menggunakan fosil polen dan spora. Polen dan spora termasuk ke dalam material palinomorf yang merupakan objek dari studi palinologi. Penelitian ini berfokus pada analisis lingkungan pengendapan berdasarkan fosil polen dan spora pada Sumur A, Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatera Selatan, yang termasuk ke dalam Wilayah Kerja PT. Odira Energy Karang Agung. Data yang digunakan pada penelitian ini terdiri dari 10 preparat palinologi dengan dua ukuran saringan berbeda (5 Mikron dan 10 Mikron) dari lima kedalaman berbeda, yaitu 1368-1370 m, 1374-1376 m, 1384-1386 m, 1400-1402 m, dan 1402-1404 m. Setelah preparat dianalisis, dilakukan deskripsi dan perhitungan jumlah individu palinomorf yang ditemukan pada seluruh sampel, kemudian dikelompokkan berdasarkan habitat ekologinya. Interpretasi lingkungan pengendapan masa lampau dapat ditentukan berdasarkan asosiasi kumpulan tersebut. Hasil analisis menunjukkan bahwa lingkungan pengendapan Formasi Talang Akar pada Sumur A berkisar antara back mangrove hingga mangrove. Selain itu, umur relatif Formasi Talang Akar pada Sumur A juga dapat dideterminasi dari takson fosil yang ditemukan pada sampel yang dianalisis. Berdasarkan fosil yang ditemukan, umur Formasi Talang Akar berkisar antara Oligosen yang ditandai takson Meyeripollis naharkotensis hingga Miosen awal yang ditandai takson Florschuetzia trilobata.

---

Reconstruction of geological conditions in the past can be done with various approaches. One of the results from the reconstruction is the determination of the depositional environment. The determination can be done by using pollen and spore fossil data. Pollen and spores are classified as palynomorph material, which is the object of palynology study. This study focused on the analysis of depositional environment in Well A, Talang Akar Formation, South Sumatra Basin, which is included in the Working Area of PT. Odira Energy Karang Agung. The data that were used in this study consists of 10 palynological slides with two different filter sizes (5 Micron and 10 Micron) from five different depths, namely 1368-1370 m, 1374-1376 m, 1384-1386 m, 1400-1402 m, and 1402-1404 m. The palynomorphs found in all samples are being described and counted, then grouped according to their ecological habitat. The depositional environment can be determined based on the association of the groups. The result of the analysis shows that the depositional environment of the Talang Akar Formation in Well A ranges from back mangrove to mangrove. In addition, the relative age of the Talang Akar Formation in Well A can be determined from the fossil taxa that are found in the samples. Based on the fossils that were found, the age of Talang Akar Formation is Oligocene, marked by Meyeripollis naharkotensis, until early Miocene, marked by Florschuetzia trilobata taxon."

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

---

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

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

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

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

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

"Cekungan Sumatra Selatan adalah salah satu wilayah yang memiliki potensi besar dalam cadangan minyak bumi dan gas, terutama di Formasi Talang Akar. Untuk mengoptimalkan eksplorasi dan produksi di cekungan ini, dibutuhkan studi yang melibatkan bidang geologi untuk menemukan dan mengembangkan potensi baru. Penelitian ini difokuskan pada Formasi Talang Akar Bagian Bawah, dengan menggunakan beberapa sumur bor di daerah penelitian. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis persebaran dari variasi litologi dan menganalisis fasies dan sistem pengendapan berdasarkan pola elektrofasies pada tiap sumur daerah penelitian dari batuan penyusun Formasi Talang Akar Bagian Bawah pada lapangan “X”. Metode yang digunakan dalam penelitian ini melibatkan data batuan inti dan data sumur. Kedua jenis data tersebut memiliki peran penting dalam mengkarakterisasi batuan penyusun yang terdapat di daerah penelitian. Analisis fasies dan sistem pengendapan digunakan untuk menggambarkan sifat dan lingkungan deposisi batuan, yang diambil dari data batuan inti yang akan digunakan sebagai validasi terhadap interpretasi data sumur atau elektrofasies. Hasil penelitian menunjukkan bahwa daerah penelitian dapat dibagi menjadi beberapa elemen yaitu, fluvial meandering channel, floodplain, tidal distributary channel, distributary mouth bar, dan delta front/marine shale. Elemen tersebut terendapkan pada dua sistem pengendapan yang berbeda, yaitu meandering system dan tide dominated delta system. Hasil interpretasi log gamma ray pada tiga sumur menunjukkan dua litologi utama: sandstone dan shale. Persebaran litologi dan pola penyusunannya dapat dikorelasikan antar sumur. Namun, satu tubuh sandstone tebal di dasar sumur B-1 tidak ada pada dua sumur lainnya. Secara vertikal, pola litologi dari log gamma ray menunjukkan beberapa tren, termasuk fase yang didominasi oleh sandstone dan fase yang didominasi oleh shale. Dalam penelitian ini, analisis fasies dan sistem pengendapan akan memberikan pemahaman yang mendalam tentang karakteristik batuan dan lingkungan deposisi di Lapangan “X”, Formasi Talang Akar Bagian Bawah. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan kontribusi atau sudut pandang baru terhadap kegiatan pengembangan lapangan minyak dan gas bumi pada daerah penelitian.

---

The South Sumatra Basin is one of the regions with significant potential for oil and gas reserves, especially within the Talang Akar Formation. To optimize exploration and production in this basin, a study involving the field of geology is needed to discover and develop new potentials. This research focuses on the Lower Talang Akar Formation, using several drilling wells in the research area. The objective of this study is to analyze the distribution of lithological variations and to analyze facies and deposition systems based on electrofacies patterns in each well within the research area of the Lower Talang Akar Formation in the "X" field. The methods employed in this research involve core rock data and well data. Both types of data play a crucial role in characterizing the constituent rocks present in the research area. Facies and deposition system analysis are used to depict the nature and depositional environment of the rocks, derived from core rock data, which will be used as validation for the interpretation of well data or electrofacies. The research results indicate that the research area can be divided into several elements, namely fluvial meandering channels, floodplains, tidal distributary channels, distributary mouth bars, and delta fronts/marine shales. These elements are deposited within two distinct deposition systems, namely the meandering system and the tide-dominated delta system. The interpretation results of the gamma-ray log in the three wells indicate two main lithologies: sandstone and shale. The distribution of lithology and its arrangement can be correlated between wells. However, a thick sandstone body at the base of well B-1 is not present in the other two wells. Vertically, the lithology pattern from the gamma-ray log indicates several trends, including phases dominated by sandstone and phases dominated by shale. In this study, facies and deposition system analysis will provide an in-depth understanding of rock characteristics and depositional environments in the "X" field of the Lower Talang Akar Formation. This research is expected to contribute new insights or perspectives to the development of oil and gas fields in the research area."

"

Daerah penelitian merupakan suatu struktur penghasil hidrokarbon konvensional yang terletak di bagian tenggara Cekungan Sumatra Selatan dan di bagian baratlaut tinggian lampung. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi  potensi  shale hidrokarbon  pada daerah tersebut. Evaluasi shale hidrokarbon dilakukan pada tiga sumur, sumur X-1, X-2 dan X-3 dengan target pada formasi Talang Akar Atas. Evaluasi berdasarkan analisis geokimia, petrofisika, dan interpretasi seismik. Analisis geokimia menghasilkan bahwa shale formasi target memiliki material organik yang cukup berpotensi dan juga matang. Hidrokarbon yang dihasilkan berupa minyak. Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan model TOC dan brittleness index. Pemodelan TOC dilakukan dengan 4 metode yaitu Schmoker, Passey, Multi Regresi Linier, dan Neural Network. Dari keempat metode tersebut,Neural Network yang menghasilkan data paling baik. Korelasi yang didapat pada sumur X-1 adalah 0.96 dan 0.84 untuk sumur X-3. Berdasarkan nilai brittleness index, Sumur X-1 memiliki shale yang bersifat less ductile – less brittle sementara sumur X-2 dan X-3 memiliki shale yang bersifat less brittle. Sumur X-1 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 2054 – 2081 m dengan ketebalan 27 m dengan rentang nilai brittleness 0.3 – 0.34 dan rentang TOC 2.0 – 4.4 wt% serta impedansi akustik 7200-9900 gr/cc*m/s. Sumur X-3 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 1461-1487 dengan ketebalan 26 m dengan rentang TOC 1.8 – 3.94 wt% dan brittleness index berkisar 0.35-0.44, dan impedansi akustik 9197 - 10964 gr/cc*m/s. Shale yang berpotensi menjadi shale hidrokarbon tersebar pada daerah sekitar sumur X-2 dengan nilai brittleness sekitar 0.38-0.4 yang termasuk sifat less brittle dan TOC dengan nilai sekitar 3 wt%.

---

The research area is a structure that produce conventional hydrocarbon located in the southeastern part of the South Sumatra Basin and in the northwest part of the Lampung highlands. This study aims to evaluate the shale hydrocarbon potential in the area. Evaluation of shale hydrocarbons was carried out on three wells, X-1, X-2 and X-3 wells with target in the Upper Talang Akar formation. Evaluation based on geochemical analysis, petrophysics, and seismic interpretation. Geochemical analysis produces that the target shale formation has quite potential and mature organic material. The hydrocarbons produced are oil. Petrophysical analysis is performed to obtain the TOC model and brittleness index. TOC modeling is done with 4 methods, namely Schmoker, Passey, Multi Linear Regression, and Neural Network. Based on  the four methods, the Neural Network produces the best data. The correlation obtained in X-1 wells is 0.96 and 0.84 for X-3 wells. Based on the brittleness index value, X-1 wel has a shale that is less ductile - less brittle while X-2 and X-3 wells have less brittle shale. The X-1 well has a hydrocarbon shale potential at a depth of 2054 - 2081 m with a thickness of 27 m with a range of 0.3 - 0.34 brittleness and TOC 2.0 - 4.4 wt% and acoustic impedance 7200-9900 gr / cc * m / s. The X-3 well has shale hydrocarbon potential at a depth of 1461-1487 with a thickness of 26 m with a range of TOC 1.8 - 3.94 wt% and brittleness index ranging from 0.35-0.44, and acoustic impedance 9197 - 10964 gr / cc * m / s. The distribution of shale which has the potential to become shale hydrocarbons is around the X-2 well with the value of brittleness is around 0.38-0.4 (less brittle) and the value of TOC is around  3 wt%.  

"

"Salah satu cekungan yang memproduksi minyak terbesar di Indonesia, Cekungan Sumatera Selatan memiliki reservoir terbaik yang terdapat pada Formasi Air Benakat. Kegiatan eksplorasi dan produksi pada cekungan ini sudah banyak dilakukan, namun studi lebih lanjut juga perlu dilakukan dalam mengoptimalisasi produksi hidrokarbon terutama pada lokasi penelitian yang berada di Sub-cekungan Jambi. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan kondisi struktur geologi, karakteristik reservoir, lingkungan pengendapan, persebaran reservoir dan petroleum system menggunakan pendekatan studi geologi dan geofisika dengan data sumur, mudlog, dan seismik. Berdasarkan hasil interpretasi data tersebut, daerah penelitian memiliki ketebalan zona reservoir “X” sekitar 5 hingga 150 meter di mana variasi ini dipengaruhi struktur yang didominasi oleh sesar normal dan naik berorientasi barat daya – timur laut dan barat laut – tenggara. Selain patahan, diindikasikan keberadaan antiklin yang membentuk struktur fold-thrust pada bagian tenggara sehingga dijadikan daerah prospek pada daerah penelitian. Berdasarkan analisis petrofisika, daerah penelitian memiliki daerah prospek dengan satu zona reservoir pada masing-masing sumurnya dengan nilai porositas baik (19 – 23%), saturasi air baik (10 – 45%), dan kandungan serpih baik (16 – 36%). Nilai net to gross pun bervariasi sekitar 0.14 hingga 0.67. Persebaran nilai dari hasil analisis petrofisika pada daerah prospek memiliki pola yang relatif sama yang berorientasi barat daya – timur laut. Zona reservoir “X” termasuk dalam fasies delta dengan sekuen stratigrafi bagian highstand system tract (HST) hingga bagian awal lowstand system tract (LST). Petroleum system pada daerah penelitian terdiri dari batuan induk yang berada di bagian utara dengan arah migrasi fluida hidrokarbon mengikuti keberadaan struktur dan terperangkap di bawah batu serpih yang tebal sebagai seal serta jebakan berupa antiklin. Lingkungan pengendapan berupa zona transisi dengan nilai parameter petrofisika yang baik membuat zona reservoir terbaik pada daerah prospek

---

One of the largest oil-producing basins in Indonesia, the South Sumatra Basin, has the best reservoir in Formasi Air Benakat. Exploration and production activities have been carried out, but further analysis also need to be carried out, especially in research location, Jambi Subbasin. The research aims to determine the condition of geological structure, reservoir characteristics, depositional environment, and petroleum system using geology and geophysics integration with well log, mudlog, and seismic data. Based on the interpretation results, the research area has a thickness of the reservoir zone around 5 to 150 meters where is affected by the normal fault and thrust fault which has NW – SE and NE – SW as its main geological structures. In addition to the fault, it also indicated the presence of anticline that forms a fold-thrust structure in southeastern area which turns into a prospect area. According to petrophysical analysis, the research area has a prospect area with the reservoir zone in each well and has good porosity (19 – 23%), water saturation (10 – 45%), and shale volume (16 – 36%) values. The net to gross also has various values around 0.14 to 0.67. The distribution of petrophysical values in the prospect area relatively has the same trend which is SW – NE orientation. The Reservoir “X” has deltaic facies, such as prograding delta distributaries channels and delta fronts as its depositional environment and also included in stratigraphic sequence from the highstand system tract (HST) to the early lowstand system tract (LST). The petroleum system in the research area consists of source rock located in the northern area with fluid migration pathway controlled by the presence of the geological structure and trapped under thick shale as its seal. The transition zone as its depositional environment of the research area indicates the prospect area has the best reservoir with great petrophysical values."

"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."

"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."

"Penelitian ini membahas karakterisasi zona reservoar hidrokarbon berdasarkan analisis petrofisika. Penelitian dilakukan dengan melakukan evaluasi formasi dan analisis petrofisika. Dalam evaluasi formasi dibutuhkan parameter-parameter fisika untuk mengevaluasi dan memprediksi kandungan minyak dan gas bumi dalam batuan reservoar. Parameter-parameter fisika tersebut adalah kandungan lempung, porositas, kejenuhan air dan permeabilitas yang didapatkan dari analisis petrofisika. Dalam penelitian ini dilakukan analisis petrofisika dari 7 data sumur. Berdasarkan hasil akhir analisis petrofisika, reservoar zona target pada lapangan penelitian adalah reservoar pada sumur Lisburne 1 dengan kandungan lempung sebesar 9%, porositas efektif 24% dan saturasi air 10%. Litologi pada reservoar ini merupakan batupasir dengan ketebalan reservoar sebesar 53,64 meter. Reservoar ini terletak pada kedalaman 1978 - 2154 ft.

---

This study discusses the caracterization of hydrocarbon reservoir zones based on petrophysical analysis. The study was conducted by formation evaluation and petrophysical analysis. In formation evaluation physics parameters needed to evaluate and predict the content of oil and gas in the reservoir rocks. The physical parameters are the clay content, porosity, water saturation and permeability obtained from petrophysical analysis.

In this study carried petrophysical analysis of 7 well data. Based on the final results of petrophysical analysis, reservoir target zone on the research field is reservoir at Lisburne 1 well with the clay content is 9%, effective porosity is 24% and water saturation is 10%. Lithology in this reservoir is sanstone with a reservoir thickness is 53,64 meters. The reservoir lies at a depth 1978 - 2154 ft."