Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Indikator hidrokarbon (Direct Hydrocarbon Indicator, DHI) memegang peranan penting dalam kesuksesan eksplorasi gas biogenik di Selat Madura yang merupakan bagian dari Cekungan Jawa Timur. DHI pada Struktur X telah terbukti berasosiasi dengan akumulasi gas dengan dibornya Sumur X1. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis penyebab terjadinya jebakan DHI pada Struktur X yang diindikasikan dengan adanya perbedaan hasil pemboran antara Sumur X1 (temuan gas) dan X3 (dry hole) yang mempunyai target reservoar dan fitur DHI yang sama. Jebakan DHI ini diduga berasosiasi dengan menurunnya nilai kecepatan kompresional (Vp) akibat adanya saturasi gas (Sg) dalam jumlah yang sangat kecil di dalam resevoar yang diperkirakan dikontrol oleh kualitas reservoar yang buruk sehingga akumulasi gas yang bermigrasi ke dalam reservoar menjadi sangat terbatas. Penelitian ini menggunakan metode interpretasi seismik kuantitatif mengingat keterbatasan metode kualitatif dalam menganalisis jebakan DHI. Interpretasi seismik kuantitatif yang dilakukan dalam penelitian ini meliputi fluid substitution modeling, amplitude variations with offset (AVO), dan inversi seismik yang didukung oleh analisis rock physics. Data penelitian terdiri dari 49 line seismik dua dimensi (2D) serta data log sumuran (X1 dan X3). Hasil dari fluid substitution modeling menunjukkan bahwa fenomena DHI pada Sumur X3 terjadi akibat adanya saturasi gas non-ekonomis (Sg < 10%) yang divalidasi oleh pemodelan Vp-Vs-rho terhadap variasi saturasi gas. Hasil analisis AVO dan inversi mengindikasikan bahwa batas kontak gas dengan air (GWC, gas water contact) berada pada level yang sama, yaitu pada kedalaman 1,389ms atau sekitar 4,023ft SSTVD. Analisis rock physics menunjukkan bahwa kualitas reservoar yang buruk pada Sumur X3 diperkirakan menjadi penyebab terjadinya akumulasi gas non-ekonomis pada reservoar globigerina. Beberapa nilai cut-off untuk zona gas diperoleh pada penelitian ini, yaitu P-impedance < 5,700 gr/cc*m/s, Vp/Vs < 2.0, porositas > 40%, VCL < 22%, dan Gradien AVO (G) ≤ -2.0. Secara umum penelitian ini menunjukkan bahwa metode interpretasi kuantitatif berhasil mengidentifikasi penyebab jebakan DHI, yaitu saturasi gas non-ekonomis (Sg < 10%). Hal lain yang diperoleh dari penelitian ini adalah beberapa nilai cut-off untuk mendelineasi zona akumulasi gas ekonomis yang penyebarannya dikontrol oleh kualitas reservoar dan direpresentasikan oleh estimasi GWC pada kontur kedalaman 4,023ft SSTVD.

---

Direct Hydrocarbon Indicator (DHI) has a major role in the exploration of Pliocene globigerina biogenic gas play in Madura Strait, part of East Java Basin. Gas accumulation in X Structure that associated with DHI has been proved by Well X1. This study aimed to assess the DHI pitfall within the X Structure which triggered by the drilling result of Well X3 as a delineation well. The Well X3 resulted as a dry hole and contradict with Well X1 that successfully discovered gas even though both wells targeted the same reservoir body and DHI features. Low gas saturation that indicated by low compressional velocity (Vp) is predicted to be the main reason behind the DHI pitfall. This low gas saturation is believed to be controlled by the poor reservoir quality in Well X3. Considering the limitation of qualitative interpretation to investigate the DHI pitfall, this research uses seismic quantitative interpretations, such as fluid substitution modeling, amplitude variations with offset (AVO), seismic inversion, and rock physics analysis to get a full understanding behind the DHI features in X Structure. In this research, 49 seismic lines of 2D marine seismic survey and wells data (X1 and X3) were used. Fluid substitution and Vp-Vs-rho modelings confirm that the DHI pitfall is related with the non-economic gas saturation (Sg < 10%) within the reservoir. The AVO and seismic inversion analysis indicated that the gas water contact (GWC) level is estimated around 1,389ms (± 4,023ft SSTVD). Rock physics analysis shows that the low gas saturation in Well X3 is related with the poor reservoir quality. Several properties cut off for gas zone were derived such as, P-impedance < 5,700 gr/cc*m/s, Vp/Vs < 2.0, porositas > 40%, VCL < 22%, and AVO Gradient (G) ≤ -2.0. This research concluded that the seismic quantitative interpretations were successfully used to assess the DHI pitfall which related with non-economic gas saturation (Sg < 10%). This study also successfully used the properties cut off values to delineate the economic gas accummulation which is believed to be controlled by reservoir facies quality. This economic gas accummulation is distributed within the good reservoir quality and represented by the estimated GWC at 4,023ft SSTVD."

"Metode seismik refleksi merupakan metode yang biasa digunakan untuk memetakan kondisi bawah permukaan bumi, terutama dalam keperluan eksplorasi hidrokarbon. Reservoir dapat dievaluasi menggunakan metode seismik inversi, yaitu salah satu metode yang mampu mengolah data seismik hingga menghasilkan nilai Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI) pada batuan di bawah permukaan bumi. Namun, metode seismik inversi terkadang menghasilkan respon yang tidak unik dan dapat menghasilkan respon yang beragam, sehingga diperlukannya ada analisis lebih lanjut. Secara geostatistik, metode inversi dilakukan dengan metode stokastik yang mampu memberikan hasil dengan tingkat akurasi dan korelasi tinggi. Hasil inversi stokastik yang dilakukan akan menghasilkan parameter fisis Acoustic Impedance (AI) dan Shear Impedance (SI), yang bisa digunakan juga untuk mendapatkan nilai VP/VS Ratio. Sebaran hidrokarbon dianalisis berdasarkan kombinasi hasil inversi geostatistik AI dan SI yang dianalisis dalam bentuk model dan peta. Nilai AI tinggi (20000 - 25000 g/cc m/s) dan Vp/Vs tinggi (2,8 – 3,2) berasosiasi dengan keberadaan hidrokarbon dalam reservoir dengan porositas antara 0.25-0.35.

---

The seismic reflection method is a method commonly used to map subsurface conditions, especially for hydrocarbon exploration purposes. Reservoirs can be evaluated using the inversion seismic method, which is a method capable of processing seismic data to produce Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) values in rocks below the earth's surface. However, the inversion seismic method sometimes produces a response that is not unique and can produce multiple responses, so that further analysis is needed. Geostatistically, the inversion method is carried out with the stochastic method which is able to provide results with high levels of accuracy and correlation. The results of the stochastic inversion will produce physical parameters of Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI), which can also be used to obtain the VP / VS Ratio value. The distribution of hydrocarbons is analyzed based on the combination of AI and SI geostatistical inversion results that are analyzed in the form of models and maps. High AI values (20000 - 25000 g / cc m / s) and high Vp / Vs (2.8 - 3.2) are associated with the presence of hydrocarbons in the reservoir with porosity between 0.25-0.35."

"Karakterisasi reservoar merupakan tahapan yang sangat penting dalam memahami penyebaran heterogenitas reservoar secara vertikal dan lateral. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui penyebaran vertikal dan lateral dari flow units sehingga penempatan dan target sumur pengembangan dapat optimal. Pemahaman penyebaran heterogenitas reservoar secara vertikal umumnya berdasarkan hasil analisa petrofisika yang dikombinasikan dengan hydraulic flow units. Nilai flow zone indicator dari hydraulic flow units merupakan cerminan kualitas batuan yang dipengaruhi komposisi mineralogi dan tekstur batuan sebagai efek dari lingkungan pengendapan dan facies sebagai pengontrol. Sedangkan untuk memahami penyebaran heterogenitas reservoar secara lateral umumnya berdasarkan hasil inversi seismik model based. Hasil analisa petrofisika pada Sumur C-1 diperoleh karakter reservoar dengan ketebalan gross = 370.5 ftMD, ketebalan net pay = 346.0 ftMD, NtG = 93.4%, Vclay = 6.9%, Phie = 38.7%, permeabilitas = 22.6mD dan Sw = 46.6%. Sedangkan penyebaran heterogenitas reservoar berdasarkan hasil analisa hydraulic flow units pada Sumur C-1 diperoleh lima flow units dengan flow unit ke lima mempunyai kualitas yang paling bagus. Karakteristik flow unit ke lima mempunyai nilai FZI = 0.727, Vclay = 3.9%, Phie = 45.1%, Permeabilitas = 229.6mD dan Sw = 31.1% dengan dominan batuan yaitu grainstone. Pola persebaran lateral good flow unit yang mempunyai nilai AI 3600 – 4300 (gr/cc*m/s) berdasarkan hasil analisa inversi seismik mengikuti pola struktur pada Lapangan C yang relatif berarah barat laut – tenggara. Semakin mendekati puncak struktur ketebalan good flow unit akan menipis karena truncated oleh fault.

---

Understanding of vertical and lateral reservoir heterogeneity has always been crucial for reservoir characterization. The purpose of this study is to determine the lateral distribution of good flow unit so that the development well placement and targets can be optimized. Understanding the vertical reservoir heterogeneity generally based on petrophysical analysis result combined with hydraulic flow units. Hydraulic flow units is based on the flow zone indicator which reflect to rock quality that influenced by the mineralogical composition and texture of lithology. Whereas to understand the lateral heterogeneity, generally based on the quantitative analysis as results from model based seismic inversion. The petrophysical results obtain 370.5ft gross thickness with net pay = 346.0 ftMD, NtG = 93.4%, Vclay = 6.9%, Phie = 38.7%, permeability = 22.6mD and Sw = 46.6%. From hydraulic flow units results obtain five flow units with the fifth flow unit has best quality. Characteristics of the fifth flow unit has FZI = 0.727, Vclay = 3.9%, Phie = 45.1%, Permeability = 229.6mD and Sw = 31.1%, with grainstone as dominant lithology. The good flow units have AI value 3600 gr/cc*m/s - 4300 gr/cc*m/s and have lateral distribution relatively northwest - southeast. Going to the crest of structure, the thickness of good flow unit will be thinner because it is truncated by the fault."

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

---

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

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

---

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

"ABSTRAKInversi seismik merupakan proses pengubahan suatu data seismik menjadi suatukuantitas Impedansi Akustik, sedangkan Dekomposisi Spektral merupakan prosespemisahan komponen spektrum frekuensi pada data seismik yang berguna dalammenentukan zona frekuensi rendah atau yang diistilahkan dengan low frequencyshadow zone. Kedua metode tersebut telah digunakan dalam penelitian ini. Inversiyang digunakan adalah model based, sedangkan dekomposisi spektralmenggunakan continues wavelet transform. Hasilnya menunjukkan bahwa keduametode tersebut secara konsisten menunjukkan bahwa lapangan CH pada formasikujung, Cekungan Jawa Timur terdapat area dengan nilai Impedansi Akustik yangrendah yang menunjukkan daerah-daerah reservoar dengan kandungan fluida gasyang ditunjukkan oleh anomali spektrum pada frekuensi 7 Hz.

---

ABSTRACTSeismic Inversion is the process of converting seismic data into a quantity namedAcoustic Impedance, while Spectral Decomposition is the process of separatingthe components of the frequency spectrum on seismic data that is useful indetermining the zone of low frequency or which is termed the low frequencyshadow zone. Both of these methods have been used in this study. Inversionmethod used is a model-based, while the spectral decomposition using continueswavelet transform. The results showed that both methods have consistently shownthat CH field on the Kujung formation, East Java Basin there are areas with a lowAcoustic Impedance values that show areas of reservoir with gas content indicatedby anomalous spectrum at a frequency of 7 Hz."

"Besarnya ambiguitas dan kemungkinan dalam pemetaan bawah permukaan merupakan alasan utama dalam pengaplikasian berbagai macam teknik-teknik pemetaan untuk mendapatkan kemungkinan model bawah permukaan terbaik yang paling logis dan bisa digunakan untuk mendekati kondisi yang sebenarnya. Teknik analisa dan Pemodelan data gayaberat pada penelitian ini diaplikasikan untuk memastikan keberadaan struktur terumbu karbonat dari Formasi Kujung yang diidentifikasi sebagai struktur sembulan pada penampang seismik, dan pada penampang MT merupakan high resistivity zone. Berdasarkan kondisi geologi dan karakteristiknya, struktur karbonat ini diasumsikan akan mempunyai kontras densitas yang sangat baik dengan litologi batuan disekitarnya sehingga hasil pemodelan data gayaberat yang dikorelasikan dengan data-data geofisika lainnya ini, dapat dengan baik untuk digunakan dalam mendekati kondisi bawah permukaan area FW1807 dan dapat mengkonfirmasi keberadaan Kujung carbonates reservoir dalam bentuk terumbu karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 2000-3000 m. tepat diatas basement.

---

The high ambiguity and the probability in subsurface mapping are the main reason for the application of many mapping techniques in order to get the best logical subsurface probability and also to approach the geological condition. Gravity analysis technique and modeling in this study are applied to ensure the presence of carbonate reef from Kujung Formation which is identified as an anticline at seismic section and from MT section as a high resistivity zone.

Based on geological condition and geological characterization, the carbonate structure is assumed will have a good density contrast compare with the surrounding lithology. The quality of gravity modeling which is correlate with others geophysical data, can well approach the subsurface condition of "FW1807" and can confirm the presence of Kujung carbonat reservoir in the form of carbonate reef at depth between 2000-3000 m. just above the basement."

"[Lapangan “X” merupakan lapangan gas terbesar di delta mahakam dengan luas area permukaan yang mancapai 1350km2 dan total akumulasi gas terproduksi mencapai 8 tcf sejak tahun 1990 hingga saat ini. Penurunan produksi yang cukup tajam melatarbelakangipengembangan gas di zona dangkal (shallow gas). Sedimen pada zona dangkal ini tersusun oleh endapan deltaik berumur Miosen Atas – Pliosen dengan batupasir sebagai batuan reservoar utama. Keberadaan fluida gas pada batupasir akan berdampak pada penurunan kecepatan gelombangP dan densitas batuan sehingga memberikan kontras impendansi akustik yang kuat terhadaplapisan shale. Kontras impedansi akustik ini terlihat sebagai anomali amplitudo (brightspot)pada seismik. Adanya kenaikan nilai amplitudo seiring dengan bertambah besarnya sudutdatang menjadi hal yang menarik dalam interpretasi shallow gas ini.Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendeteksi keberadaan shallow gas di lapangan “X”menggunakan atribut AVO Sismofacies dengan 2 sumur yang dijadikan referensi untukpemodelan synthetic AVO. Penulis menggunakan 2 sumur lainnya sebagai kalibrasi terhadapanomali AVO dari Sismofacies cube yang dihasilkan.Metode AVO sismofacies ini tidak menggunakan parameter intercept (A) dan gradient (B)untuk kalkulasi AVO melainkan menggunakan dua data substack yaitu Near dan Far stack.Crossplot antara Near dan Far pada zona water bearing sand dan shale diambil untukmendapatkan background trend sehingga anomali yang berada diluar trend tersebut dapatdiinterpretasikan sebagai gas sand.Hasil dari analisis AVO Sismofacies ini cukup baik dan menunjukkan kesesuaian denganinterpretasi gas di beberapa sumur dan efek Coal berkurang jika dibandingkan Far stack.Meskipun demikian interpretasi AVO ini sebaiknya diintergrasikan dengan analisis dariatribut seismik lainnya untuk memperkuat interpretasi;Field “X” is a giant gas field in mahakam delta which cover 1350km2 of the area with totalcummulative gas production has reached 8 tcf since 1990 to recently. A significantdecreasing of gas production has led to produce gas accumulation in shallow zone as aneffort to fight againts this decline. Shallow zone is a deltaic sediments which depositedduring Upper Miocen to Pliocene with dominant reservoir is sandstone.The presence of gas in sandstone has an impact on decreasing of velocity P as well as densitywhich giving a contrast of acoustic impedance to the overlaying shale. Contrast ofimpedance can be observes in seismic as an amplitude anomaly or so called a brightspot. Anincrease of amplitude along the offset become more interesting in shallow gas interpretation.The aim of this study is to detect shallow gas accumulation di field “X” by using AVOSismofacies attribute with 2 wells as references to model respons of AVO. The result ofAVO sismofacies will be a cube and the interpreation will be calibrated with 2 existing wellscontaining proven gas bearing sands.AVO Sismofacies method will introduce Near and Far substack to be used in the calculationinstead of using common AVO paramter intecepth (A) and gradient (B). A crossplot betweensubstacks will create a background trend from water bearing zone and shale hence anyoutliers can, then,be interpreted as gas anomaly.AVO Sismofacies result is encouraging and some of AVO anomaly has been well calibratedwith existing wells. Coal effect which led to misintepretaion in shallow gas sand isdiminished compared to Far stack. Despite of this result, this anomaly interpretation need tobe intergrated with anothers seismic attribute to gain the level of confidence for shallow gasinterpretation., Field “X” is a giant gas field in mahakam delta which cover 1350km2 of the area with totalcummulative gas production has reached 8 tcf since 1990 to recently. A significantdecreasing of gas production has led to produce gas accumulation in shallow zone as aneffort to fight againts this decline. Shallow zone is a deltaic sediments which depositedduring Upper Miocen to Pliocene with dominant reservoir is sandstone.The presence of gas in sandstone has an impact on decreasing of velocity P as well as densitywhich giving a contrast of acoustic impedance to the overlaying shale. Contrast ofimpedance can be observes in seismic as an amplitude anomaly or so called a brightspot. Anincrease of amplitude along the offset become more interesting in shallow gas interpretation.The aim of this study is to detect shallow gas accumulation di field “X” by using AVOSismofacies attribute with 2 wells as references to model respons of AVO. The result ofAVO sismofacies will be a cube and the interpreation will be calibrated with 2 existing wellscontaining proven gas bearing sands.AVO Sismofacies method will introduce Near and Far substack to be used in the calculationinstead of using common AVO paramter intecepth (A) and gradient (B). A crossplot betweensubstacks will create a background trend from water bearing zone and shale hence anyoutliers can, then,be interpreted as gas anomaly.AVO Sismofacies result is encouraging and some of AVO anomaly has been well calibratedwith existing wells. Coal effect which led to misintepretaion in shallow gas sand isdiminished compared to Far stack. Despite of this result, this anomaly interpretation need tobe intergrated with anothers seismic attribute to gain the level of confidence for shallow gasinterpretation.]"

"Lapangan Salemba dan Depok adalah lapangan gas yang berada di daerah Selat Madura. Pada dua sumur eksplorasi telah ditemukan akumulasi hidrokarbon gas pada Formasi Lidah yang berumur Plio-Pleistocene. Formasi Lidah didaerah studi ini diinterpretasikan sebagai sistem pengendapan channel. Permasalahan yang muncul dalam menganalisa data seismik untuk mengetahui geometri dari channel sendiri adalah adanya lapisan tipis yang tidak terdeteksi dan batas kontinuitas pelapisan yang kurang jelas. Oleh karena itu, diperlukan metode yang lebih baik untuk analisa data seismik agar masalah tersebut dapat diatasi.Dalam tesis ini, analisa data seismik metode dekomposisi spektral dengan algoritma Continuous Wavelet Transform (CWT) digunakan karena hasilnya dapat memberikan gambaran yang lebih baik dalam penyebaran ketebalan dan diskontinuitas geologi. Selain itu juga digunakan metode inversi seismik untuk mengetahui penyebaran impedansi akustik yang merupakan sifat fisis batuan.Hasil studi ini menunjukkan bahwa metode dekomposisi spektral dan inversi seismik telah berhasil membantu dalam mendeliniasi geometri channel Formasi Lidah. Penampang dekomposisi spektral merepresentasikan ketebalan dan diskontuniuitas geologi dari reservoir batupasir Formasi Lidah. Distribusi frekuensi pada reservoir direpresentasikan pada nilai frekuensi 10, 20, dan 30 Hz. Pada inversi seismik, penampang impedansi akustik merepresentasikan litologi bawah permukaan. Distribusi impedansi akustik pada reservoir mempunyai nilai rata-rata 15000 - 19700 ((ft/s)*(g/cc)), sedangkan pada non-reservoir mempunyai nilai impedansi akustik lebih dari 19700 ((ft/s)*(g/cc)).

---

Salemba and Depok fields are a gas field which located in the Madura Strait. Two exploration wells have been discovered hydrocarbons accumulation of gas in the Lidah Formation aged Plio-Pleistocene. Lidah Formation in the study area was interpreted as channel depositional environment. The problem that then arises in analyzing seismic data to predict the channel geometry is undetected thin layer and unclear reservoir continuity. Therefore, the better method to analyze the seismic data is needed to solve the problem.

In this thesis, seismic data analysis spectral decomposition method with Continuous Wavelet Transform (CWT) is used because the results can provide a better map of the thickness distribution and geological discontinuities. This thesis is also used seismic inversion method to know the acoustic impedance distribution as the physical properties of rocks.

The result of this study shows that the spectral decomposition method and seismic inversion has helped to delineate the channel geometry of Lidah Formation. The section of spectral decomposition represents thickness and geological discontinuity in Lidah Formation. Frequency distribution in the reservoir has an average of 10, 20, and 30 Hz. In the seismic inversion, the section of acoustic impedance represents the subsurface lithology. Acoustic impedance distribution in the reservoir has an average of 15,000 - 19,700 ((ft/s)*(g/cc)), whereas in nonreservoir having an acoustic impedance more than 19,700 ((ft/s)*(g/cc))."

"

Cekungan Ardjuna merupakan cekungan hidrokarbon busur belakang yang sudah matang. Cekungan tersebut mampu berproduksi dan menyimpan resources migas yang belum dapat terpetakan dengan baik. Oleh karena itu perlu dilakukan kajian dari integrasi metode sikuen stratigrafi, inversi seismik, dan evaluasi petrofisika untuk memprediksi potensi hidrokarbon secara lebih rinci dan lebih akurat. Integrasi ini mampu menghasilkan informasi pada struktur contingent mulai dari Play konsep, sistem petroleum, dan property dari karakteristik reservoir, hingga pemetaan kawasan prospect serta evaluasi resiko temuan eksplorasi. Pemahaman karakteristik internal seismik membantu penarikan marker sikuen seismik stratigrafi dalam penampang seismik. Inversi seismik dapat membantu dalam determinasi penyebaran lithofasies, porositas, fluida di penampang seismik. Peta distribusi inversi seismik overlay dengan peta struktur kedalaman reservoir memberikan parameter luasan perangkap untuk reservoir target yang berada pada sistem pengendapan pasang surut. Evaluasi petrofisika dapat membantu memberikan property porositas, netpay thickness, saturasi fluida air, minyak dan gas. Sumberdaya contingent resources ditemukan pada zona target sebesar 5,92 MMBOE (P10 OOIP) dan 10,56 BCF (P10 OGIP). Sumberdaya Prospective Resources sebesar 12,25 MMBOE (P10 OOIP) dan 22.12 BCF (P10 OGIP).

 

---

The Ardjuna Basin is a mature back arc hydrocarbon basin. The basin is capable of producing and storing oil and gas resources that cannot be properly mapped. Therefore it is necessary to do a study of the integration of the stratigraphic sequence method, seismic inversion, and petrophysical evaluation to predict hydrocarbon potential in more detail and more accurately. This integration is able to produce information on contingent structures ranging from Play concepts, petroleum systems, and properties from reservoir characteristics, to prospect area mapping and evaluation of risk of exploration findings. Understanding of seismic internal characteristics helps draw stratigraphic sequential seismic markers in seismic cross sections. Seismic inversions can help in the determination of the spread of lithofasies, porosity, fluid in seismic sections. The overlay seismic inversion distribution map with a map of reservoir depth structure provides trapping area parameters for the target reservoir located in the tidal deposition system. Petrophysical evaluation can help provide porosity properties, netpay thickness, water, oil and gas fluid saturation. Contingent resources were found in the target zone of 5,92 MMBOE (P10 OOIP) and 10,56 BCF (P10 OGIP). Prospective Resources are 12,25 MMBOE (P10 OOIP) and 22,12 BCF (P10 OGIP).

"