Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKProduksi sumur minyak sangat ditentukan oleh parameter porositas dan permeabilitas. Kedua parameter ini dapat menggambarkan karakter reservoar, salah satunya pada reservoar karbonat. Permeabilitas reservoar karbonat sulit diestimasi karena heterogenitasnya cukup tinggi. Untuk melakukan penentuan zona permeabilitas, diperlukan metoda yang dapat memberikan estimasi yang akurat. Estimasi permeabilitas yang umum digunakan adalah menggunakan parameter gelombang Stoneley pada log Dipole Shear Sonic Imager DSI dan metoda rocktyping. Pendekatan pertama menggunakan log DSI untuk mengestimasi zona permeabilitas melalui parameter gelombang Stoneley. Sedangkan pendekatan kedua, metoda rocktyping digunakan untuk memperoleh hasil estimasi zona permeabilitas bawah permukaan dengan berdasarkan analisis Flow Zone Indicator FZI . Kedua pendekatan ini metoda DSI dan rocktyping , sama-sama dapat mengestimasi zona permeabilitas pada suatu reservoar. Dalam penelitian ini, kami melakukan perbandingan antara kedua metoda ini untuk mengetahui kesamaan dan perbedaan antara keduanya, seberapa efektif dan akurat dalam penentuan zona permeabilitas pada masing-masing tipe pori di reservoar karbonat. Dari hasil penelitian tersebut dapat disimpulkan bahwa hasil estimasi nilai permeabilitas berdasarkan tipe pori lebih efektif dan efisien menggunakan metoda rocktyping. Yang mana dari hasil tersebut didapat bahwa nilai kedalaman yang didominasi oleh tipe pori crack memiliki nilai permeabiitas yang paling tinggi. Yakni, 3617,689 mD pada Upper reservoir dan 1814,108 mD pada Reef reservoir.

---

ABSTRACTProduction of oil well is determined by parameter of porosity and permeability. Both of these parameters can describe the reservoir character, one of them in the carbonate reservoir. The permeability of the carbonate reservoir is difficult to estimate because of the high heterogeneity. To determine the permeability zone, a method that can provide accurate estimates is needed. The commonly used permeability estimation is to use the Stoneley wave parameters in the Dipole Shear Sonic Imager log DSI and the rocktyping method. The first approach uses the dsi log to estimate the permeability zone via the Stoneley wave parameter. While the second approach, rocktyping method is used to obtain the estimate of sub surface permeability zone based on Flow Zone Indicator FZI analysis. Both of these approaches DSI method and rocktyping , can equally estimate the permeability zone in a reservoir. In this study, we compared the two methods to determine the similarities and differences between the two, how effective and accurate the determination of permeability zones in each pore type in the carbonate reservoir. From the results of this study can be concluded that the results of permeability value estimation based on pore type more effective and efficient using method rocktyping. Which of the results obtained that the value of depth is dominated by pore crack type has the highest permeabiitas value. Namely, 3617.689 mD on the top reservoir and 1814.108 mD at the Reef reservoir."

"Prediksi nilai Pore Pressure ini dilakukan dengan menggunakan metode Eaton dengan input data berupa data sonikdan data densitas. Dengan adanya data pendukung seperti leak-off test LOT dan repeat formation test RFT maka nilai prediksi ini dapat mendekati nilai tekanan aktualnya. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan sumur sebagai kalibrasi data, serta menggunakan neural network sebagai metode prediksinya. Nilai Pore Pressure ini mengestimasi dua jenis batuan yaitu shale dan karbonat. Karena perbedaan litologi, maka digunakan nilai konstanta empiris yang berbeda untuk setiap litologi. Nilai estimasi ini kemudian dikalibrasi dengan data RFT dan data berat jenis lumpur. Penentuan fracture pressure tekanan rekahan dilakukan dengan menggunakan data LOT dimana datanya diperoleh berdasarkan jumlah tekanan saat terjadi kebocoran pada suatu batuan. Setelah semua nilai tersebut diperoleh, maka dihasilkan nilai estimasi yang kemudian diprediksi dengan titik lain menggunakan parameter kecepatan seismik, frekuensi seismik, acoustic impedance, dan simultaneous impedance. Prediksi tersebut dilakukan dengan menggunakan data sumur sebagai data sampel. Hasil yang diperoleh menunjukan nilai error dengan menggunakan sumur relatif lebih mendekati data aktualnya. Menggunakan nilai korelasi tersebut, maka diperoleh permodelan yang kemudian dapat dimanfaatkan sebagai penentuan area pengeboran.

---

Determination of drilling area is very important because it related to safety in oil and gas industry. Determination of pore pressure value can minimize the drilling hazard. Eaton method used in pore pressure prediction with sonic and density as a parameter. With leak off test LOT and repeat formation test RFT as a support data, pore pressure prediction can be more accurate. This research using well log as a parameter input and calibrator, using a neural network as a prediction method. The reservoir of the field is carbonate reef with shale above the reservoir. Because of the difference of the lithology, then we use two different empirical value in every lithology. The pore pressure prediction calibrate with RFT and mud weight data and the fracture gradient that calibrate with LOT data. Value of the pore pressure prediction then correlates with the other seismic, frequency, acoustic impedance, and simultaneous impedance attribute. The correlation is using a neural network, and the result of the prediction show good correlation with pore pressure prediction on well log data. As it shows a good correlation, so it can use as a determining factor of drilling location on field ldquo X rdquo "

"ABSTRAK

Reservoir karbonat pada lapangan R merupakan karbonat batugamping dengan karakter Porositas-Permeabilitas yang kompleks. Penelitian ini bertujuan untuk karakterisasi reservoir karbonat dengan melakukan estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas berdasarkan Model 3D Rock Type. Modified Rock-Fabric Classification digunakan untuk melakukan klasifikasi tipe batuan (rock type) pada tiga sumur referensi (R2, R9, R20). Menggunakan metode ini didapatkan enam RT dari hubungan Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Model 3D Rock Type dihasilkan dengan mengintegrasikan atribut Impedansi Akustik (AI) dan Impedansi Shear (SI) hasil simultaneous inversion seismik dengan persebaran RT pada ketiga sumur referensi menggunakan Naive Bayes Classifier. Model 3D Rock Type digunakan untuk mengontrol estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Hasil estimasi Porositas Interpartikel menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-0.22, dengan nilai Porositas Interpartikel yang relatif baik pada rentang 0.20-0.22 yang berkorelasi dengan RT4. Hasil estimasi Permeabilitas menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-80 milidarcy (mD), dengan nilai Permeabilitas yang relatif baik pada rentang 70-80 mD dan berkorelasi dengan RT6. Hasil estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas menggunakan rocktyping bisa menjelaskan kompleksitas reservoir karbonat dengan lebih baik.

---

ABSTRACT

Carbonate Reservoir in R Field is a reef limestone which is characterized by its complex Porosity-Permeability relationship. This study aims to characterizze the carbonate reservoir by estimating its Interparticle Porosity and Permeability based on 3D Rock Type Model. Modified Rock-Fabric Classification is used to determine the distribution of Rock Types (rocktyping) in three reference wells (R2, R9, R20). This method identifies six Rock Types from the relationship of Interparticle Porosity and Permeability. 3D Rock Type Model is generated by integrating Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) attributes from seismic simultaneous inversion with Rock Types distribution in three reference wells using Naive Bayes Classifier. The result is then used to control Interparticle Porosity and Permeability Estimation. Interparticle Porosity estimation results using rocktyping show value ranges 0-0.22, a relatively good Interparticle Porosity value ranges 0.20-0.22 correlates with RT4. Permeability estimation results using rocktyping show value ranges 0-80 milidarcy (mD), a relatively good Permeability value ranges 70-80 mD correlates with RT6. Both results using rocktyping can give a better picture on the complexity of the carbonate reservoir in R Field."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"Dalam penelitian ini, telah diestimasi parameter anisotrop dan untuk reservoir dan shale layer. Hal ini telah dilakukan menggunakan data sumur dari 7 sumur lapangan ldquo;G rdquo;, termasuk log sonik gelombang P dan log sudut inklinasi dari sumur bor. Kecepatan dari log sonik dan sudut inklinasi diterapkan pada persamaan polinomial orde kedua, termasuk parameter dan. Software Matlab digunakan untuk melakukan perhitungan parameter anisotrop, sedangkan Microsoft Excel digunakan untuk melakukan plot kecepatan terhadap sudut inklinasi. Kemudian hasil dari parameter anisotrop di kuantifikasi terhadap informasi litologi di sumur. Kemudian akan dilakukan analisis AVO pada kasus isotrop dan anisotrop sebagai perbandingan. Hal ini akan mengarah kepada indikasi terkait bagaimana pentingnya melibatkan parameter anisotrop. Nilai parameter anisotrop yang telah diperoleh tersebut diterapkan dalam analisis AVO, dilakukan pada seluruh sumur. Pendekatan menggunakan persamaan Shuey diterapkan dalam penelitian ini. Kasus anisotrop telah dibandingkan dengan kasus isotrop dengan melakukan plot koefisien refleksi terhadap sudut datang. Hasilnya menunjukkan bahwa terdapat perbedaan antara kasus isotrop dan kasus anisotrop pada offset jauh.

---

In this work, the anisotropy parameters, dan for the reservoir and the shale layer on the G field have been estimated. This was done using well logs from 7 wells, including P wave sonic log and the inclination angle of the wellbore. The velocity from the sonic log and the inclination angle were applied to a second order polynomial equation, wich includes the anisotropy parameter. The Matlab software was utilized to perform the calculations, while Microsoft excel was utilized to plotting velocity versus inclination angle. Afterwards, the value of anisotropy parameter will be used for quantification of lithologic information on well data. Further on, an AVO analysis will be performed for the anisotropic case and the isotropic case for comparison. This will lead to an indication of how important including the anisotropy in AVO analyses can be. These parameters were applied in an AVO analysis, performed for all well. An approximation using the 3 term Shuey equation was applied for this purpose. The anisotropic case was compared with the isotropic case by plotting reflection coefficient with incidence angle. This showed that there is an evident difference between the isotropic and the anisotropic model at large offsets."

"Kepulauan Indonesia terletak di salah satu kerangka tektonik yang paling aktif di dunia, terletak diantara perbatasan Indo-Australia, Pasifik, Filipina dan lempeng tektonik Eurasia. Posisi strategis tersebut menjadikan Indonesia sebagai negara paling kaya dengan energi panas bumi. Salah satunya terdapat pada lokasi dengan keterdapatan jalur gunung api. Oleh sebab itu wilayah Sembalun sebagai salah satu wilayah yang terdapat pada jalur gunung api dengan potensi menjanjikan diharapkan dapat menyuplai kebutuhan energi yang dibutuhkan Indonesia. Dalam eksplorasi energi panas bumi perlu dilakukan studi kelayakan. Salah satu kegiatan yang dilakukan yaitu mengevaluasi potensi sumur serta memperkirakan kinerjanya. Hal ini dilakukan untuk mengetahui resiko potensi geohazard yang dapat terjadi dalam pemanfaatan dan Instalasi Sumur panas bumi. Dalam mendapatkan informasi lapisan bawah permukaan dapat dilakukan pengamatan langsung dari lapangan dengan menggunakan metode geofisika, salah satu metode yang dapat digunakan adalah metode geolistrik resistivitas. Dalam metode geolistrik resistivitas terdapat berbagai macam konfigurasi yang dapat digunakan untuk mendapatkan hasil pengamatan yang ideal, salah satu konfigurasi yang dapat digunakan yaitu konfigurasi dipole-dipole. Berdasarkan hasil pengamatan menggunakan metode geolistrik didapatkan bahwa lokasi Titik 3 dan Titik 4 adalah dua lokasi yang memiliki parameter tanah longsor paling signifikan dengan terdapat keberadaan bidang gelincir dengan kemiringan lereng yang curam berada pada nilai 20° hingga 30° pada titik 3 dan pada titik 4 5° hingga 20°. Lokasi dengan potensi tanah longsor yang rendah terdapat pada titik 1 dan 2 dimana lokasi ini tidak memiliki keberadaan bidang gelincir yang dapat mengakibatkan tanah longsor yang disebabkan karena lokasi ini memiliki kemiringan lereng yang cenderung landai. Sehingga lokasi yang dapat digunakan untuk pemasangan wellpad merupakan titik 2 yang memiliki topografi paling landai dan tidak terdapat keberadaan struktur.

---

The Indonesian Archipelago is situated in one of the most active tectonic frameworks in the world, nestled between the borders of the Indo-Australian, Pacific, Philippine and Eurasian tectonic plates. This strategic position makes Indonesia the richest country with geothermal energy. One of them is in a location with a volcanic path. Therefore, the Sembalun area as one of the areas in the volcanic route with promising potential is expected to be able to supply Indonesia's energy needs. In the exploration of geothermal energy, it is necessary to carry out a feasibility study. One of the activities carried out is evaluating the potential of the well and estimating its performance. This is done to determine the potential geohazard risks that can occur in the utilization and installation of geothermal wells. In obtaining subsurface information direct observations from the field can be carried out using geophysical methods, one of the methods that can be used is the resistivity geoelectric method. In the resistivity geoelectric method there are various configurations that can be used to obtain ideal observation results, one of the configurations that can be used is the dipole-dipole configuration. Based on the results of observations using the geoelectrical method, it was found that the locations of Point 3 and Point 4 are the two locations that have the most significant landslide parameters with the presence of slip planes with steep slopes at values of 20° to 30° at point 3 and at point 4 5° to 20°. Locations with low landslide potential are at points 1 and 2 where these locations do not have any slip planes that can cause landslides because these locations have a gentle slope . So that the location that can be used for installing the wellpad is point 2 which has the most sloping topography and there is no presence of structure."

"ABSTRACTMetode rock typing adalah suatu metode yang dapat digunakan untuk menentukan nilai permeabilitas batuan dan mengklasifikasikan tipe batuan menjadi beberapa kelompok berdasarkan kondisi batuan sebenarnya. Penelitian ini menggunakan beberapa metode rock typing, yaitu metode Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, dan Pore Geometry Structure PGS. Penelitian ini menggunakan tiga sumur yang memiliki data core sebagai sumur referensi untuk digunakan metode-metode tersebut. Tujuan utama adalah melakukan komparasi dan memilih metode terbaik dari keempat metode tersebut. Kemudian menggunakan hasil metode rock typing untuk membuat model klasifikasi dan diaplikasikan kedalam sumur target yang tidak memiliki data core. Untuk klasifikasi, penelitian ini menggunakan dan melakukan komparasi metode Na ve Bayes dan Random Forest. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa metode Lucia dan Na ve Bayes adalah metode rock typing dan classifier terbaik untuk penelitian ini. Kedua metode tersebut memiliki crossplot hubungan AI dan SI yang distribusinya terseparasi dengan baik berdasarkan kelas tipe batuannya. Sehingga untuk penelitian selanjutnya, hasil tersebut dapat digunakan dan diaplikasikan kedalam model seismik.

---

ABSTRACTRock typing is a method that can be used to determine permeability value of rocks and classify rock type in reservoir rocks into different units based on actual rocks conditions. This study uses several rock typing methods, that are Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, and Pore Geometry Structure PGS. This study uses three wells that have core data as reference wells for those methods. First objective is comparing those four methods and choose the best method for our study. Then, using the result of rock typing method to make a classification model and is applied into target wells that don rsquo t have core data. For classification, this study uses and compares Na ve Bayes and Random Forest method. The result shows Lucia and Na ve Bayes is the best rock typing and classifier method. Those methods able to have AI and SI crossplot which distributed separately well based on its rock type. So for future works, that results can be used and applied into seismic model."

"Pada studi ini telah dilakukan analisis petrofisika dan evaluasi reservoar pada lapangan Blackfoot. Analisis petrofisika dan evaluasi formasi dilakukan pada 8 buah sumur yang tersebar pada lapangan Blackfoot. Identifikasi reservoar dihasilkan dari parameter sifat fisik suatu batuan seperti porositas, kandungan lempung, permeabilitias, dan saturasi air yang dihasilkan dari perhitungan evaluasi formasi. Evaluasi formasi yang dilakukan meliputi tahapan identifikasi zona target, perhitungan kandungan lempung, porositas, saturasi air dan hasilnya ditampilkan dalam lumping. Dari studi ini dihasilkan parameter petrofisika untuk mempresentasikan batuan reservoar pada setiap zona-zona potensial. Dari pengolahan data menggunakan software techlog 2011, dari hasil 8 buah sumur memiliki rata-rata nilai porositas yaitu 23%, kandungan lempung 18% dan saturasi air 24%.

---

This study has been conducted on petrophysical analysis and reservoir evaluation in the Blackfoot field. Petrophysical analysis and formation evaluation is performed on 8 wells at Blackfoot field. Reservoir identification is based on the physical parameter such as porosity, volume shale, permeability, and water saturation. Formation evaluation was conducted from identification of the target zone, calculation volume shale, porosity and water saturation.

The results from petrophysical parameter and reservoir evaluation are shown in lumping. Petrophysic parameter resulted from this study for presentating of reservoar rocks on each of potential zone. Based on data processing using software techlog 2011, results of the 8 wells have an average value of porosity is 23%, Volume shale is 18% and water saturation is 24%."

"Cone Beam CT adalah perangkat citra pemandu yang diintegrasikan pada perangkat LINAC radioterapi. Perangkat tersebut banyak digunakan untuk verikasi posisi pasien dalam tindakan radioterapi. Dalam penelitian ini telah dilakukan untuk estimasi dosis pada daerah kepala, dada, dan pelvis dan untuk evaluasi citra dengan menggunakan perlakuan Cone Beam CT satu putaran penuh. Fantom rando digunakan pada penelitian ini untuk mensimulasikan keadaan yang mendekati sebenarnya dengan kondisi klinis 100 kVp 145 mAs, 110 kVp 262 mAs, dan 125 kVp 680 mAs untuk berturut-turut prosedur perlakuan CBCT kepala, dada, dan pelvis. Dosimeter yang digunakan dalam penelitian ini adalah TLD yang dikalibrasi di PTKMR BATAN dengan kondisi yang sesuai dengan kondisi klinisnya. Fantom Catphan 504 digunakan untuk mengevaluasi citra CBCT dengan menggunakan kondisi klinis protokol pelvis, yaitu dengan energi 125 kV. Hasil estimasi dosis yang diperoleh dari penelitian ini adalah 4.018±0.334 mGy, 4.210±0.428 mGy, dan 12.547±3.046 mGy berturut-turut pada kepala, dada, dan pelvis. Hasil citra dari penelitian ini dievaluasi menggunakan Image J yang menghasilkan nilai densitas material yang ada pada fantom Catphan mendekati nilai acuannya, didapatkan ketebalan slice sebesar 2.153 mm, resolusi uji citranya sebesar 5 lp/cm, dan uji uniformitas pada pusat ROI adalah 34.610±40.999 HU.

---

Cone Beam CT is an image guided device which is integrated in radiotherapy LINAC. The device often used to verify the positions of patient in radiotherapy treatment. Dose estimation for three different clinically scan sites (head, thorax, and pelvis) and image evaluation were performed during the research using full circular treatment by Cone Beam CT. Rando phantom was also used in this research to simulate the real condition for clinical scans (100 kVp 145 mAs for head, 110 kVp 262 mAs for thorax, and 125 kVp 680 mAs for pelvis). TLDs were used and calibrated at PTKMR BATAN with the real condition as clinical condition to mesure the dose. For image evaluation were performed using pelvis clinical scan (125 kV) and using Catphan 504 phantom. Results of dose estimation are 4.018±0.334 mGy for head, 4.210±0.428 mGy for thorax, and 12.547±3.046 mGy for pelvis. Results of image evaluation which was using Image J generated the approximate recommendation value of material density on the Catphan Phantom; slice thickness is 2.153 mm, high resolution is 7 lp/cm, and uniformity in center ROI is 34.610±40.999 HU."

"Full Waveform Sonic Log dapat merekam gelombang compresional (P) dan shear (5) sehingga modulus elastisitas dan rasio VpNs batuan di sumur pemboran migas dapat diketahui dengan menggunakan tambahan data dari log densitas.Dengan mengkombinasikan data hasil log konvensionai (SP, Gamma Ray, resistivitas,porositas dan densitas), dan hasil uji kandungan lapisan di sumur Tegal Tangkil-1 dengan hasil perhitungan modulus elastisitas (Poisson' Ratio, Modulus Bulk, kompresibilitas, modulus Young, modulus rigiditas) dan rasio VpNs maka akan diketahui karakter atau ciri modulus elastisitas dan rasio VpNs untuk setiap jenis litologi (batuan), sifat-sifat petrofisika dan kandungan hidrokarbon di sumur ini.Penelitian menunjukan bahwa Poisson's Ratio, kompresibilitas dan rasio VpNs merupakan metoda yang terbaik untuk mendeteksi jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan tingkat ketelitian yang cukup baik. Nilai Poisson's Ratio untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 0.33 - 0.36, Batugamping Formasi Baturaja dan Parigi : 0.28 - 0.33, Batulempung Formasi Cibulakan Atas : 0.37 - 0.40, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 0.16 - 0.20, batupasir gas Formasi Cibulakan Atas : 0.21 - 0.25.Dari hasil cross plot Poisson's Ratio dengan Vpdapat diketahui jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan cukup akurat. Nilai rasio VpNs untuk untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 2.0 - 2.1, Batugamping Formasi Baturaja dan Parigi : 1.8 - 2.0, Batu lempung Formasi Cibulakan Atas : 2.2 -- 2.45, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 1.6 - 1.7, batupasir mengandung gas Formasi Cibulakan Atas : 1.65 - 1.75. Dari hasil cross-plot rasio VpNs dengan acoustic impedance dapat diketahui jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan cukup akurat.Nilai kompresibilitas untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 0.05 - 0.08, Batugamping Formasi Baturaja : 0.03 - 0.05, Batugamping Formasi Parigi 0.035 - 0.07, Batulempung Formasi Cibulakan Atas : 0.06 - 0.015, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 0.16 - 0.165, batupasir gas Formasi Cibulakan Atas : 0.23 - 0.25. Porositas , kandungan shalellempung , dan tekanan mempengaruhi kecepatan gelombang P (Vp) dan gelombang S (Vs). Porositas dan kandungan lempung (Vshale) mengurangi vp dan Vs, tetapi Vshale meningkatkan rasio VpNs . Pengaruh porositas Iebih dominan dibandingkan Vshale, sedangkan tekanan meningkatkan Vp dan Vs."