Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKAnalisis sekatan patahan untuk menentukan koneksi antar kompaartemen telah dilakukan pada lapangan Anin Cekungan Sumatra Selatan. Secara umum patahan pada lapangan ini membentuk komparetemen-kompartemen baik yang tersekat maupun yang terbuka. Sifat penyekat dari patahan ditentukan dengan analisa sekatan patahan, yang mana merupakan sebuah metode yang penting dalam mengevaluasi jebakan dan jalur migrasi hidrokarbon. Tujuan dari studi ini untuk menganalisa dan mengkarakterisasi sifat dari patahan dan hubungan antar kompartemen reservoir. Pada kebanyakan kasus, pergerakan patahan di batuan sedimen menghasilkan material-material hancuran yang dikenal sebagai gouge. Keberadaan gouge pada bidang patahan dapat berperan sebagai penahan untuk fluida sepanjang patahan. Estimasi nilai dari gouge yaitu Shale Gouge Ratio SGR . Kebanyakan analisis sekatan patahan melibatkan pembuatan peta sekatan patahan yang mana menunjukan peta patahan termasuk juga hangingwall footwall dan estimasi juxtaposisi SGR. Distribusi nilai SGR dan juxtaposisi pada peta distribusi fault-seal akan menentukan sifat sealing dan leaking dari patahan. Untuk itu, melakukan metode analisis sekatan patahan sangatlah penting bukan hanya untuk mengevaluasi cebakan hidrokarbon tapi juga unutk menentukan pengembangan lapangan di masa depan. Penggunaan metoda analisis sekatan patahan pada penelitian ini untuk mengevaluasi hubungan kompartemen reservoir pada lapisan-lapisan batuspasir reservoir pada Formasi Bangko dan Formasi Bekasap di Cekungan Sumatera Tengah. Arsitektur patahan, throw, juxtaposisi, dan SGR diidentifikasi berdasarkan data seismik 3D. Hasil dari studi analisis sekatan patahan menghasilkan 9 patahan besar yang membagi menjadi 9 kompartemen reservoir di lapangan ini, dan telah diidentifikasi. Klasifikasi sekatan patahan berdasarkan nilai transmisibilitas, dan peta penyebaran sekatan patahan akan disiapkan untuk menjelaskan hubungan reservoir sepanjang patahan.ABSTRAK

---

ABSTRACTFault sealing analysis for structural compartment cnnectivity determination have been conducted in Anin Field Centran Sumatra Basin. Faults in this field generally have compartmentalization and sealing properties, the sealing properties of the faults determined by fault seal analysis FSA study, which is one of the important methods in evaluating hydrocarbon trapping and migration. This study involves characterize and analyze subsurface fault behavior as a result of vertical movement dip slip fault . In most case, fault movement in sedimentary sequences will produce granulated materials known as a gouge. The present of gouge in the fault plane can act as a barrier for fluid across the fault. The estimation value of gouge is Shale Gouge Ratio SGR . Most of FSA involving generate fault seal distribution map which shows fault surface map including hanging wall foot wall and estimate juxtaposition SGR. Distributed SGR values and juxtaposition on fault ndash seal distribution map will determine sealing and leaking behavior of fault. Therefor, conducting an FSA is essential not only for evaluating future hydrocarbon trap but also future field development. We applied FSA method for evaluating reservoir compartment within layer sands on Bangko and Bekasap Formation in Central Sumatra Basin. Faults architecture, throw, juxtaposition, and SGR is identified based on 3D seismic data. The FSA is conducted on 9 major faults and 9 reservoir compartment in the Southern part of Central Sumatra Basin. A generalized classification of fault seal are based on transmissibility, and the fault seal distribution map is prepared to explain the reservoir connectivity along the faults."

"Kompartemen reservoar Lapangan Tamiang, Cekungan Sumatera Utara telah ditentukan berdasarkan analisis sekatan patahan. Lapangan Tamiang adalah lapangan tua yang menerapkan Oil Recovery Enhanced (EOR). EOR merupakan teknik untuk meningkatkan produksi dengan salah satu tekniknya adalah injeksi waterflooding. Analisis sekatan patahan menjadi informasi yang penting untuk melakukan injeksi waterflooding. Tujuan dari tesis ini adalah untuk menyelidiki karakteristik tiap patahan dalam hal sekatan tertutup atau terbuka dengan throw, shale gouge ratio (SGR), weight SGR, dan juxtaposisi. Tahapan analisis yang dilakukan adalah normalisasi gamma ray untuk mendapatkan volume shale, kemudian menganalisis sifat patahan dengan menggunakan Allan Diagram, lalu melakukan transmisibilitas multiplier, dan menambahkan parameter bulk modulus. Analisis kemudian divalidasi dengan sumur produksi dan injeksi. Patahan yang dianalisis berjumlah 23 patahan dengan dua perbedaan dipping, salah satu dipping ke barat laut dan yang lainnya ke arah tenggara. Kemudian, hasil dari arah patahan adalah sinistral dengan arah dari barat laut ke tenggara. Hasil penelitian menunjukkan bahwa lima kompartemen telah diidentifikasi, yang dibatasi oleh empat struktur utama. Sekatan patahan tertutup dan terbuka berbeda tiap layer zone. Pada zona 400 dan 560 patahan umumnya merupakan sekatan patahan tertutup. Untuk zona 600, 770 dan 800, patahan lebih dominan sekatan patahan terbuka. Zona 400, 560 dan 600, bulk modulus, zona patahan terbuka berada di barat daya. Sedangkan zona 770 dan 800 berada di timur laut. Adanya oblique patahan dan throw yang membuat perbedaan patahan tertutup dan patahan terbuka tiap layer berbeda. Hubungan antara karakter patahan (SGR, WSGR, throw, juxtaposisi), bulk modulus dan transmisibilitas menunjukkan adanya hubungan saling terintegrasi.

---

The reservoir compartments of Tamiang field, North Sumatra Basin has been properly determined based on the Sekatan fault analysis. Tamiang field is a mature field and have been stage of secondary recovery. Therefore, Tamiang field needs strategy to enhance production by applying Enhanced Oil Recovery (EOR). One of the EOR techniques is waterflooding, which is intended to mantain reservoir pressure and increase the oil recovery. Thus, the fault seal analysis become significant information in performing water flooding.

The objective paper is to investigate the characteristic of fault in term of fault sealing or fault leaking by analyzing the throw, shale gouge ratio (SGR), weigth SGR, and juxtaposition. All these parameters are associated with fault sealing and non fault sealing zone, which is used as basis to determine water flooding, and making reservoir compartement. Phase of analysis are normalization gamma ray to estimate shale volume, then using Allan diagram to analyze behavior of faults, transmissibility multiplier and the next adding parameter of bulk modulus. Then the analysis is validated with production and injection wells. Taming field has 23 faults with two difference dipping, one dipping to northwest and the other to south east. Thus, the fault direction is sinistral with direction from northwest to south east.

The result shows that four compartments have been identified, which is bounded by three main structure. Fault sealing and fault leaking are different from each layer zone. In zones of 400 and 560, faults are generally fault sealing. For zones 600, 770 and 800, more dominant fault leaking. Zones 400, 560 and 600, bulk modulus of fault sealing zones are in the southwest. While zones 770 and 800 are in the northeast. The existence of oblique faults and throws that make the difference fault sealing and fault leaking each layer differently. The relationship between the fault properties (SGR, WSGR, throw, juxtaposition), bulk modulus and transmissibility indicate an integrated relationship."

"[Lapangan ARA yang terletak di lepas pantai Delta Mahakam modern merupakan lapangan penghasil gas yang berproduksi sejak 2008 hingga sekarang. Sesar Utama yang merupakan sesar normal berorientasi NNE-SSW dengan kemiringan relatif ke arah Timur memisahkan Lapangan ARA menjadi dua panel: Panel Barat dan Panel Tengah. Studi konklusif mengenai sifat sekatan sesar utama inidiperlukan dalam optimisasi pemodelan geologi dan kelanjutan pengembangan lapangan. Studi internal telah menggunakan interpretasi horizon dan sesar dari seismik 3D beserta data log sumur sebagai dasar utama pembuatan model struktur, fasies, dan petrofisik Lapangan ARA. Prediksi SGR (shale gouge ratio), permeabilitas batuan zona sesar (Kf), dan fault-rock capillary pressure (FRPc) adalah parameter-parameter utama yang digunakan dalam analisis sifat sekatan sesar. Parameter-parameter tersebut di kalibrasi menggunakan analisis reservoir statik dan dinamik berdasarkan data pengukuran tekanan reservoir. Analisis sekatan Sesar Utama Lapangan ARA menghasilkan batas nilai parameter sekatan untuk zona sesar bersifat tersekat, yaitu SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, dan FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Variasi kapasitas sekatan sesar dikontrol lebih dominan oleh faktor penyebaran reservoir juxtaposition dibandingkan faktor penyebaranatribut fault throw. Peningkatan perbedaan tekanan reservoir saling kontak antar panel hingga melebihi kapasitas sekatan sesar akibat produksi intensif, menjadi penyebab kebocoran sesar;ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, is producing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study about the sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geology model and future field development. Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARA Field. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rock capillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research. Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysis based on available reservoir pressure data. ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzed parameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Fault sealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoir juxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across fault differential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault seal threshold capability is interpreted as the main cause of fault leak., ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, isproducing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study aboutthe sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geologymodel and future field development.Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARAField. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rockcapillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research.Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysisbased on available reservoir pressure data.ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzedparameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Faultsealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoirjuxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across faultdifferential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault sealthreshold capability is interpreted as the main cause of fault leak.]"

"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."

"Pada studi ini telah dilakukan analisis petrofisika terhadap Kelompok Sihapas-Pematang pada Lapangan S, Cekungan Sumatera Tengah. Terdapat empat buah sumur yaitu KN-1, N-1, O-1, dan P-1 yang tersebar pada Lapangan S. Analisis petrofisika bertujuan untuk mengidentifikasi zona reservoar hidrokarbon melalui perhitungan parameter petrofisika yang terdiri dari perhitungan kandungan lempung, saturasi air, porositas, dan permeabilitas. Selanjutnya, penentuan nilai cutoff dari kandungan lempung, porositas, saturasi air, dan permeabilitas dilakukan untuk pembuatan lumping. Pengolahan tambahan yaitu well to seismic tie dilakukan dengan tujuan agar log sumur dapat diletakkan pada kedalaman sebenarnya dalam penampang seismik sehingga didapatkan gambaran kondisi struktur geologi bawah permukaan. Berdasarkan hasil lumping, zona yang potensial mengandung hidrokarbon dari empat buah sumur pada Lapangan S ini memiliki nilai porositas rata-rata yaitu 26 %, nilai saturasi air rata-rata yaitu 14 %, nilai kandungan lempung rata-rata yaitu 11 %, dan nilai permeabilitas rata-rata yaitu 121 mD.

---

Through this study, a petrophysical analysis of the Sihapas-Pematang Group at Field S, Central Sumatera Basin has been conducted. There are four wells namely Well KN-1, Well N-1, Well O-1, and Well P-1 which spread at Field S. Petrophysical analysis aims to identify hydrocarbon reservoir zones through petrophysical parameter measurements which consist of volume shale, water saturation, porosity, and permeability. Afterwards, determining cutoff value of volume shale, porosity, water saturation, and permeability to generate lumping. An additional processing, which is well to seismic tie, conducted in order that the well log can be placed at the right depth in the seismic section so that the imaging of the subsurface geological structure condition may be acquired. Based on lumping result, the zones potentially containing hydrocarbon from the four wells at Field S have an average porosity value of 26%, an average of water saturation value of 14%, an average volume shale value of 11%, and an average permeability value of 121 mD."

"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 Duri merupakan salah satu formasi yang berperan sebagai reservoir di Cekungan Sumatra Tengah dan merupakan salah satu formasi penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Daerah penelitian berada di Reservoir Mod, Lapangan Dai, Formasi Duri, Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini dilakukan dengan melakukan 2 analisis, yaitu analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Analisis kualitatif dilakukan dengan menganalisis litologi penyusun pada Formasi Duri, dan menentukan fasies serta lingkungan pengendapan pada Formasi Duri. Sedangkan analisis kuantitatif dilakukan dengan analisis petrofisika yang bertujuan untuk untuk mendapatkan potensi reservoir utama dengan menghitung nilai parameter – parameter petrofisika, mengetahui nilai cut off dari parameter petrofisika tersebut sehingga didapatkan zona yang berprospek menghasilkan hidrokarbon. Berdasarkan analisis kualitatif, diketahui litologi formasi duri tersusun dari batu pasir, batu pasir lanauan, dan batu lempung, dengan fasies pada daerah penelitian adalah Fasies Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, dan Sandflat dengan lingkungan pengendapan Tide dominated Estuary. Sedangkan analisis petrofisika diketahui zona efektif yang mengandung hidrokarbon yaitu zona dengan nilai volume shale yang berkisar antara 14.7% - 53.6% V/V, porositas efektif berkisar antara 20.9% - 29.6% V/V, saturasi air berkisar antara 40.1% - 68.8% V/V, Permeabilitas berkisar antara 79.6044 - 30695.541 MD, dan memiliki tebal lapisan net pay 21.5 - 230 feet.

---

Duri Formation is a formation that acts as a reservoir in the Central Sumatra Basin and is one of the largest oil and gas producing formations in Indonesia. The research area is in the Mod Reservoir, Dai Field, Duri Formation, Central Sumatra Basin. This research was conducted by conducting 2 analyses, namely qualitative analysis and quantitative analysis. Qualitative analysis was carried out by analyzing the constituent lithology of the Duri Formation, and determining the facies and depositional environment of the Duri Formation. Meanwhile, quantitative analysis is carried out by means of petrophysical analysis which aims to obtain the main reservoir potential by calculating the value of petrophysical parameters, knowing the cut-off value of these petrophysical parameters so that a zone with prospects for carbon production is obtained. Based on qualitative analysis, it is known that the lithological formations of thorns are composed of sandstone, silt sandstone, and claystone, with the facies in the study area being the Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, and Sandflat facies with the depositional environment of Tide Dominated Estuary. While the petrophysic analysis shows that the effective zone containing carbon is the zone with shale volume values ??ranging from 14.7% - 53.6% V/V, effective porosity ranging from 20.9% - 29.6% V/V, air saturation ranging from 40.1% - 68.8% V /V, Permeability ranges from 79.6044 - 30695.541 MD, and has a thick layer of net pay 21.5 - 230 feet."

"Inversi Impedansi Akustik dan multi atribut merupakan bagian dari metode seismik yang digunakan dalam mengkarakterisasi reservoir. Melalui inversi impedansi akustik memberikan gambaran mengenai fluida dan litologi dari reservoir, multi atribut dapat mengkarakterisasi reservoir secara lebih baik, dan atribut variansi digunakan dalam mengidentifikasi keberadaan struktur geologi. Berdasarkan ketiga metode akan menghasilkan peta resolusi lateral yang baik sekaligus mengidentifikasi sebaran batuan yang ada serta pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas pada Lapangan "V”, Formasi Lower Talang Akar, Cekungan Sumatera Selatan. Tujuan Penelitian yaitu menentukan karakterisasi dari zona prospek pada batuan reservoir berdasarkan peta struktur geologi bawah permukaan dan peta impedansi akustik, menentukan distribusi porositas berdasarkan analisis multi-atribut, dan mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi berdasarkan atribut variansi. Hasil penelitian menunjukkan terdapat 3 patahan normal berorientasi timur laut – barat daya berperan menjadi hydrocarbon trap. Zona reservoir pada Sumur-A memiliki karakteristik impedansi akustik dengan rentang 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) sedangkan Sumur-B dengan rentang 9000 ((m/s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) dan gamma ray < 60 gAPI. Porositas pada lapangan “V” mengindikasikan porositas yang cukup baik hingga baik sebesar 17 – 20 % untuk Sumur-A dan 12 - 15 % untuk Sumur-B yang terdistribusi relatif berada di timur laut dan barat daya.

---

Acoustic impedance inversion and multi-attribute are part of seismic method used to characterize the reservoir. Through acoustic impedance inversion, provides an overview the fluid and lithology of reservoir, multi-attributes can better characterize reservoir, and variance attribute is used to identify presence of geological structures. Based on the three methods will produce a good lateral resolution map as well as identify the distribution of existing rocks and effect of faults on oil and gas exploration in the "V" Field, Lower Talang Akar Formation, South Sumatra Basin. The research objective is to determine the characterization of the prospect zone in reservoir rocks based on the map. subsurface geological structure and acoustic impedance map, determine the distribution of porosity based on multi-attribute analysis, and determine the effect of faults on exploration based on variance attributes. The results show that 3 normal faults oriented northeast – southwest act as hydrocarbon traps. Reservoir zone Well-A has characteristic acoustic impedance 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) while Well-B has 9000 ((m/cc) s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) and gamma ray < 60 gAPI. The porosity in “V” field indicates a fairly good porosity up to 17-20% for Well-A and 12-15% for Well-B which are distributed relatively in the northeast and southwest."

"Lapangan X merupakan lapangan produksi minyak dan gas bumi yang terletak pada cekungan Sumatera Tengah Daerah. Zona target hidrokarbon berada pada formasi Bekasap. Formasi Bekasap merupakan salah satu batuan reservoar yang utama di cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini telah dilakukan analisis inversi seismik dan analisis atribut seismik untuk mengidentifikasi persebaran reservoar dan dapat menganalisis keberadaan hidrokarbon pada daerah penelitian. Inversi seismik dan atribut seismik dilakukan dengan menggunakan data seismik 3D Post Stack dan data log dari 3 sumur. Data tersebut dianalisa dengan menggunakan metode inversi dan ekstraksi atribut.Perpaduan antara atribut seismik dan inversi seismik efektif untuk dijadikan sebagai landasan dalam mengambil tindakan terhadap reservoar. Dari perpaduan tersebut berupa peta persebaran reservoar batu pasir berdasarkan analisa inversi model based dan analisa atribut seismik menggunakan atribut Root Mean Square (RMS), Atribut Envelope dan Instantaneous Frequency. Berdasarkan hasil pengolahan dan interpretasi dari penelitian lapangan X, maka didapatkan nilai impedansi akustik yang tinggi sebesar 6200-7200ft/s yang intepretasikan sebagai batu pasir, Dimana pada nilai AI yang tinggi menunjukkan sand dan impedansi akustik rendah sebesar 5600-6200 ft/s yang diintepretasikan sebagai batu lempung. Dimana pada nilai AI yang rendah menunjukan shale.

---

Field X is an oil and gas production field located in the Central Sumatra Regional Basin. The hydrocarbon target zone is in the Bekasap formation. Bekasap Formation is one of the main reservoir rocks in the Central Sumatra basin. This research has conducted seismic inversion analysis and seismic attribute analysis to identify reservoir distribution and can analyze the presence of hydrocarbons in the study area. Seismic inversion and seismic attributes were carried out using 3D Post Stack seismic data and log data from 3 wells. The data is analyzed using inversion methods and attribute extraction.

The combination of seismic attributes and effective seismic inversion is used as the basis for taking action on the reservoir. From this combination in the form of sandstone reservoir distribution map based on model based inversion analysis and seismic attribute analysis using the Root Mean Square (RMS) attribute, Envelope Attribute and Instantaneous Frequency attribute. Based on the results of processing and interpretation of X field research, the high acoustic impedance value of 6200-7200ft/s is interpreted as sandstone, where at high AI values ​​it shows sand and low acoustic impedance of 5600-6200 ft/s interpreted as clay stones. Where the low AI value shows shale.

"

"Prospek play reservoar dengan konsep sub thrust fault merupakan hal baru di cekungan Kutai. Cekungan Kutai merupakan cekungan sedimen tersier terluas dan terdalam di Indonesia. Cekungan ini masih memiliki banyak potensi reservoar hydrocarbon yang belum ditemukan dan harus terus dieksplorasi. Evaluasi prospek merupakan salah satu tahapan penting dalam eksplorasi hydrocarbon. Analisis sekat patahan dilakukan untuk menguji integritas jebakan pada prospek. Pemetaan geometri persebaran reservoar prospek menggunakan metode analisis spectral decomposisi. Tujuan tesis ini adalah untuk menyelidiki sebaran reservoar beserta keutuhan jebakan dengan menggunakan analisis Spektral Dekomposisi dan dengan menganalisis throw, transmsibility, dan juxtaposisi. Analisis patahan menentukan area leaking dan sealing pada bidang patahan. Dalam penelitian ini juga dilakukan analisis zona frekuensi rendah dimana anomali amplitudo diamati pada frekuensi rendah dan dibandingkan dengan amplitudo pada frekuensi pertengahan dan frekuensi tinggi. Analisis amplitude digunakan untuk membedakan kemungkinan lithologi dan fluida pengisinya. Anomali amplitudo terlihat pada frekuensi rendah dan menghilang pada frekuensi tinggi. Metode dekomposisi spektral yang digunakan adalah Continous Wavelet Transform (CWT) dengan menggunakan wavelet Morlet, Short Term Fourier Transform (STFT) dan Generelized Spectral Decomp (GSD). Hasil proses dekomposisi spektral pada frekuensi rendah (10 Hz) menunjukkan potensi area reservoar baru di kedalaman 1500-2500 ms. Hasil analisis sekat patahan juga memperlihatkan potensial jebakan di bawah sub thrust Patahan 2. Peta dari berbagai proses tersebut kemudian di-overlay untuk melihat peta resiko prospek eksplorasi di daerah penelitian.

---

The prospect of a play reservoir with the concept of sub thrust fault is new in the Kutai basin. The Kutai Basin is the widest and deepest tertiary sedimentary basin in Indonesia. This basin still has many hydrocarbon reservoir potentials that have not yet been discovered and must be explored. Prospect evaluation is one of the important stages in hydrocarbon exploration.

Analysis of fault seal is done to test the unity of the trap to the prospect. Geometry mapping of prospect reservoir distribution is defined by using spectral decomposition analysis method.

The purpose of this thesis is to investigate the distribution of reservoirs and trap integrity by using Spectral Decomposition analysis and by analyzing the throw, transmissibility, and juxtaposition. Fault analysis determines the area of leaking and sealing in the fault plane.

In this study also carried out low frequency zone analysis where amplitude anomalies is able to be observed at low frequencies and compared with amplitude at mid frequency and high frequency.

Amplitude analysis is used to distinguish lithological possibilities and fill fluid. Amplitude anomalies are seen at low frequencies and disappear at high frequencies. The spectral decomposition method used is Continuous Wavelet Transform (CWT) using Morlet wavelets, Short Term Fourier Transform (STFT) and Generelized Spectral Decomp (GSD).

The results of the spectral decomposition process at low frequencies (10 Hz) show the potential of the new reservoir area at a depth of 1500-2500 ms. The results of fault seal analysis also show potential trap under sub thrust Fault 2. Maps of the various processes are then overlaid to see the risk map of exploration prospects in the research area."