Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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.

---

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."

"Formasi Kais adalah reservoir hidrokarbon yang berproduksi di Cekungan Salawati. Namun, keberhasilan dalam pengeboran Cekungan Salawati telah berkurang, sehingga diperlukan konsep eksplorasi baru. Secara keseluruhan, batuan karbonat memiliki karakteristik fisik yang lebih kompleks dan heterogen, dibandingkan dengan batuan sedimen silisiklastik. Salah satu parameter, yang membedakan batuan karbonat dan silisiklastik adalah geometri pori/tipe pori. Heterogenitas dan kompleksitas tipe pori reservoir karbonat dipengaruhi oleh proses sedimentasi, tektonik, dan proses diagenesis. Klasifikasi tipe pori dibagi menjadi tiga: interparticle, stiff, dan crack. Oleh karena itu, penentuan tipe pori karbonat menjadi penting untuk meningkatkan keberhasilan penemuan cadangan hidrokarbon. Tesis ini menjelaskan prediksi tipe pori, porositas, dan impedansi akustik pada reservoir karbonat. Metode Differential Effective Medium (DEM) digunakan untuk menganalisis tipe pori reservoir karbonat. Metode DEM menghasilkan parameter modulus bulk dan geser untuk membuat model karbonat Vp dan Vs berdasarkan tipe pori. Distribusi impedansi akustik, porositas, dan tipe pori juga dilakukan dengan membuat inversi seismik 3D. Setelah itu, 3D model porositas dan rasio tipe pori dibuat dengan menggunakan metode geostatistik untuk memberikan hasil yang lebih baik. Selain itu, penelitian ini menunjukkan bahwa nilai impedansi rendah (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) berkorelasi dengan nilai porositas tinggi (22.5-30%) dan peningkatan nilai porositas berkorelasi dengan (70-80%) tipe pori crack+interparticle pada lapangan P, Cekungan Salawati

---

The Kais Formation is a hydrocarbon reservoir that produces in the Salawati Basin. However, the success in drilling has diminished, so a new exploration concept is needed. Overall, carbonate rock has complex and more heterogeneous physical characteristic, compared to siliciclastic sedimentary rock. One parameter, which distinguishes carbonate rock and silisiclastic is pore geometry/pore type. Heterogeneity and complexity of carbonate reservoir pore type are affected by sedimentation process, tectonic setting, and diagenesis process. Pore type classification is divided into three: interparticle, stiff, and crack. Therefore, carbonate pore type determination becomes important to enhance successful discovery of hydrocarbon reserves. This thesis explains pore types prediction, porosity, and acoustic impedance on carbonate reservoir. The Differential Effective Medium (DEM) method to analyse carbonate reservoir pore type has been applied. DEM method generates bulk and shear modulus parameters to create carbonate Vp and Vs model based on pore type. Acoustic impedance, porosity, and pore type distribution are carried out by making 3D seismic inversion. Afterwards, 3D porosity models and pore type ratios were made using the geostatistical method to provide best results. Moreover, this study shows low impedance value (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) correlates with high porosity value (22.5-30%) and enhancement of porosity value correlates with (70-80%) crack+interparticle pore type on P field, Salawati Basin"

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu tahap penting dalam eksplorasi hidrokarbon agar dapat menentukan reservoir yang baik berdasarkan karakteristik litologi dan kandungan fluida di reservoir. Penelitian ini dilakukan di Lapangan “R”, Cekungan Jawa Timur Utara dengan menggunakan metode inversi simultan. Berdasarkan hasil inversi simultan diketahui bahwa zona reservoir di area penelitian tersusun atas litologi karbonat dengan nilai impedansi-P 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, impedansi-S 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, dan densitas 2. g/cc – 2.39 g/cc. Hasil tersebut ditransformasikan menjadi parameter elastis batuan, yaitu Parameter Lame yang terdiri atas Lambda-Rho dan Mu-Rho. Transformasi Lambda-Mu-Rho berhasil mengidentifikasi reservoir karbonat yang berpotensi mengandung hidrokarbon dengan nilai rigiditas tinggi sebesar 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc dan inkompresibilitas rendah sebesar 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc yang diinterpretasikan sebagai gas. Integrasi analisis dari parameter impedansi-P, impedansi-S, densitas, Lambda-Rho, dan Mu-Rho menunjukkan bahwa persebaran batuan karbonat yang tersaturasi gas memiliki orientasi timur laut – barat daya.

---

Reservoir characterization is one of the most crucial stages in hydrocarbon exploration to determine good reservoirs based on their lithology and fluid content. This research was conducted at the “R” Field, North East Java Basin using the simultaneous seismic inversion method. The results show that the reservoir zone in the research area consists of carbonate rocks with P-impedance values of 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, S-impedance of 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, and density of 2.25 g/cc – 2.55 g/cc. These results were transformed into rock elastic parameters, namely Lame Parameters consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Lambda Mu Rho Transformation has successfully identified carbonate reservoirs that potentially contain hydrocarbons with high rigidity values of 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc and low incompressibility of 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc interpreted as gas. Integration analysis of P-impedance, S-impedance, density, Lambda-Rho, and Mu-Rho parameters shows that the distribution of gas-saturated carbonate rocks has a northeast – southwest orientation."

"Produksi 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.

---

Production 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."

"Pulau Sumatera memiliki potensi panas bumi terbesar di Indonesia yang tersebar di sepanjang zona subduksi antara lempeng Hindia-Australia dan lempeng Eurasia, salah satunya adalah lapangan geothermal ldquo;A rdquo;. Secara umum, litologi di wilayah penelitian didominasi oleh batuan vulkanik yang berumur kuarter dengan manifestasi berupa fumarol dan mata air panas. Struktur geologi berupa patahan dan pendugaan intrusi batuan yang diidentifikasi sebagai heat source menjadi target dalam penelitian ini. Metode penginderaan jauh dengan analisis Fault Fracture Density FFD dilakukan untuk mengidentifikasi gejala struktur patahan di permukaan yang berasosiasi dengan manifestasi dan metode gravitasi dengan analisis First Horizontal Derivative FHD dan Second Vertical Derrivative SVD dilakukan untuk mengidentifikasi patahan di bawah permukaan. Hasil dari penelitian ini menunjukkan bahwa kemunculan manifestasi berada pada zona FFD tinggi dengan kerapatan sebesar 4 km/km2. Analisis data FHD dan SVD dapat mengkonfirmasi patahan berarah Barat Daya-Timur Laut, Barat Laut-Tenggara, dan struktur kaldera dengan jenis patahan keseluruhan berupa patahan normal. Hasil inversi 3D gravitasi mengidentifikasi batuan clay cap memiliki densitas 2.015 gr/cc sampai 2.24 gr/cc, batuan reservoir memiliki densitas 2.3 gr/cc sampai 2.4 gr/cc dan batuan heat source memiliki densitas 2.5 gr/cc sampai 2/8 gr/cc. Zona upflow terletak di bagian Barat wilayah penelitian dengan suhu reservoir berkisar antara 200°C-220°C.

---

Sumatra Island has the largest geothermal potential in Indonesia spread along the subduction zone between the Indies Australian plate and the Eurasian plate. ldquo A rdquo geothermal field is one of them. In general, lithology in the study area is dominated by quaternary volcanic rocks and it has some manifestations such as fumaroles and hot springs. This study is focus on identify the structure and intrusion that identified as a heat source.

Remote sensing methods with Fault Fracture Density FFD analysis were performed to identify symptoms of surface fractures associated with manifestations and gravity methods with First Horizontal Derivative FHD and Second Vertical Derivative SVD analyzes performed to identify subsurface fractures.

The results of this study indicate that the appearance of manifestation is in the high FFD zone with a density of 4 km km2. Analysis of FHD and SVD data can confirm the Southwest Northeast, Northwest Southeast fault, and caldera structure with the overall fracture type are normal fault.

The result of gravity 3D inversion identifies clay cap rock has density 2,015 gr cc to 2,24 gr cc, reservoir rock has density 2,3 gr cc to 2,4 gr cc and heat source rock has density 2.5 gr cc to 2 8 gr cc . The upflow zone is located in the west of the research area with reservoir temperatures ranging from 200°C 220°C."

"Lapangan “K” adalah satu diantara banyaknya lapangan minyak yang terletak di Cekungan Sunda, terletak pada bagian lepas barat laut dari Pulau Jawa. Di lapangan ini telah teridentifikasi akan keterdapatan hidrokarbon. Tujuan utama didalam penlitian ini adalah untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat pada lapangan “K”. Reservoir karbonat pada Formasi Gumai menjadi objek utama yang difokuskan pada penelitian ini. Penelitian ini menggunakan data seismik dan data well K-01 dan K-02. Metode inversi berbasis model dipilih untuk penelitian ini. Penggunaan inversi berbasis model pada penelitian ini didasarkan atas pembuatan model awal berupa model sintetik seismik. Setelah dilakukan inversi seismik berbasis model (model-based inversion), didapat nilai Zp (p-Impedance) sebesar 21104 hingga 22688 (ft/s*g/cc) pada target reservoir yang terletak diantara horizon UBR C5_NA hingga LBR_Litho_filled 6 September yang melewati kedua sumur. Hasil penampang inversi tersebut ditampilkan dengan adanya persebaran nilai Zp yang relatif tinggi pada horizon UBR C5_NA hingga LBR_Litho_filled 6 September, dimana arah persebaran karbonat tersebut cenderung ke arah selatan dan tenggara.. Hasil dari inversi ini diharapkan kedepannya diteliti dan dikembangkan dengan baik, dengan cara menambahkan beberapa metode-metode lainnya seperti metode inversi simultan dan multiatribut untuk mendapatkan hasil karakterisasi reservoir yang lebih akurat serta mengetahui sebaran jenis litologi dan fluida di daerah reservoir.

---

The "K" field is one of the many oil fields located in the Sunda Basin, located in the northwestern part of the island of Java. In this field, hydrocarbons have been discovered. The main objective of this research is to characterize the carbonate reservoir in the "K" field. The carbonate reservoir in the Gumai Formation is the main object focused on in this research. This research uses seismic data and data from wells K-01 and K-02. A model-based inversion method was chosen for this study. The use of model-based inversion in this research is based on creating an initial model in the form of a synthetic seismic model. After carrying out a model-based seismic inversion, the Zp (p-Impedance) value was obtained at 21104 to 22688 (ft/s*g/cc) at the target reservoir located between the UBR C5_NA and  LBR_Litho_filled horizons on September 6, which passed the second well. The results of the inversion cross-section are shown by the relatively high distribution of Zp values ​​in the UBR C5_NA to LBR_Litho_filled horizons on September 6, where the direction of carbonate distribution tends to be south and southeast. It is hoped that the results of this inversion will be well researched and developed in the future, by adding several other methods such as simultaneous and multi-attribute inversion methods to obtain more accurate reservoir characterization results and determine the distribution of lithology and fluid types in the reservoir area."

"Sistem pori pada reservoir karbonat sangat kompleks dibanding sistim pori pada batuan klastik. terdapat tiga jenis klasifikasi tipe pori pada batuan karbonat, yaitu Interparticle, Stiff dan Crack. Kompleksitas tipe pori tersebut dapat menyebabkan perubahan kecepatan gelombang-P sebesar 40%, serta membuat pengkarakterisasian reservoir karbonat menjadi hal yang sulit ketika estimasi gelombang S dilakukan hanya dengan tipe pori dominan saja (interparticle). Oleh karena itu, pemodelan modulus elastis batuan dengan memperhitungkan kompleksitas tipe pori pada batuan karbonat menjadi hal yang penting. Differential Effective Medium (DEM) merupakan salah satu metoda pemodelan modulus elastis batuan yang memperhitungkan heterogenitas tipe pori pada batuan karbonat dengan melakukan penambahan inklusi tipe pori sedikit demi sedikit kedalam material induk (host material) hingga proporsi materi yang diinginkan tercapai. Selain modulus elastis yang telah memperhitungkan heterogenitas tipe pori, pada penelitian ini juga dihasilkan jenis pori sekunder, persentase dari tipe pori primer dan sekunder, serta estimasi kecepatan gelombang shear.

---

Pore system in the carbonate reservoirs are very complex than the pore system on clastic rocks . There are three types of classification of pore types in carbonate rocks , the interparticle , Stiff and Crack . The complexity of the pore types can cause changes in P-wave velocity by 40 % , as well as create a carbonate reservoir characterization becomes difficult when the S wave estimation is done only with the type of dominant pore ( interparticle ) . Therefore , modeling the elastic moduli of rock taking into account the complexity of type pores in carbonate rocks become essential. Differential Effective Medium ( DEM ) is a method of modeling the elastic moduli of rock that takes into account the heterogeneity of types of pores in carbonate rocks by adding a pore -type inclusions little by little into the parent material ( host material ) until the proportion of the material is reached. In addition to the elastic moduli which has taken into account the heterogenity of pore type. This research also produced the type of secondary pores , percentage of primary and secondary pore types , and the estimation of shear wave velocity."

"ABSTRACTTelah berhasil dilakukan karakterisasi pada reservoir karbonat menggunakan simultaneous inversion pada lapangan x untuk mengetahui litologi dan kandungan fluida pada lapangan X. Reservoir tersebut berupa reef karbonat pada formasi Tuban yang terletak di cekungan Jawa Timur bagian Utara. Reservoir karbonat berbeda dengan reservoir lainnya dikarenakan karbonat memilik tingkat heterogenitas yang tinggi serta dapat mengalami diagenesa. Inversi Simultan digunakan pada penelitian kali ini dikarenakan dapat menghasilkan parameter impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas secara simultan. 3 output dalam inversi simultan kemudian akan dilakukan transformsi untuk mendapatkan parameter lame yaitu Lambda Rho yang sensitif terhadap fluida serta Mu Rho yang sensitif terhadap litologi. Diharapkan parameter Lame dapat mempertajam Identifikasi litologi maupun fluida yang berada di reservoir. Vp/Vs ratio juga dapat dimunculkan dengan bantuan dari ketiga output inversi simultan tersebut yang berguna juga untuk menganalisis fluida. Inversi Simultan yang dilakukan pada lapangan xdikontrol oleh dua sumur yaitu M01 dan M02 yang masing-masing diantaranya hanya berbeda 1 inline. Input data seismik yang digunakan pada penelitian kali ini adalah data angle gather. Berdasarkan analisis dari Lambda Mu Rho serta Vp/Vs ratio, zona target sumur M01 dan M02 memiliki potensi sebagai reservoir hidrokarbon. Indikasi hidrokarbon ini ditunjukan dari analisis crossplot Vp/Vs vs Lambda Rho dengan nilai Vp/Vs berkisar 1.7-1.8 dan Lambda Rho berkisar 40-60 Gpa g/cc dengan nilai Mu Rho berkisar 40 ndash; 80 Gpa g/cc. Dari nilai tersebut dapat dibuat slicing untuk mengetahui litologi dan arah penyebaran kandungan hidrokarbon dan arah sebarannya mengarah ke arah Barat Laut untuk litologi dan kandungan fluida hidrokarbon.

---

ABSTRACTCarbonate Reservoir have been characterized in X field using Simultaneous Inversion to determine lithology and fluid content. This reservoir located in Nort East Java Basin in the form of big Reef Carbonate on Tuban Formation. Carbonate Reservoir has unique charateristics than the other reservoir because its heterogenities and diagenesis can be occured. Simultaneous Inversion used in this study because it can generate accoustic impedance, shear impedance and density simultaneously. Those 3 outputs then can be transformed to extract Lambda Rho which is sensitive to fluid content and Mu Rho which is sensitive to lithology. Vp Vs also can be generated from those 3 outputs which is usefull to determine fluid content. Hopefully, those parameters can be used to sharpen analysis about lithology and fluid content. Simultaneous inversion which used in X Field controlled by 2 wells, M01 and M02 which respectively only space for 1 inline. Seismic input on this study using angle gather. Based on analysis from Lambda Mu Rho and Vp Vs ratio, this reservoir has potential hidrocarbon inside. Hidrocarbon is indicated from crossplot Vp Vs vs Lambda Rho, Vp Vs is about 1.7 ndash 1.8 and Lambda Rho is about 40 ndash 60 Gpa g cc and Mu rho is about 40 ndash 80 Gpa g cc from Mu Rho vs Densitys Crossplot. Then Slicing can be generated to determine distribution of lithology and fluid content and the spreading delineated to North West for lithology and hidrocarbon fluid itself. "

"ABSTRAKKarbonat reservoir di Formasi Kujung lapangan ”KEMO” merupakan reservoir utama yang bisa menghasilkan 22.000 bopd. Produksi diidentifikasi berasal dari reservoir batuan karbonat yang berhubungan dengan fracture. Pada penelitian ini akan mencoba untuk mengidentifikasi fracture di bawah permukaan berdasarkan data seismik dan akan divalidasi dengan data sumur berupa bore hole imagery jenis XRMI. Pada penelitian ini menggunakan atribut seismik yang dapat memetakan struktur geologi berupa fault dan fracture . Atribut yang digunakan untuk penentuan struktur geologi adalah attribut Curvature, Variance dan Ant-tracking.Zona fracture dikenal sebagai tempat yang baik untuk akumulasi hidrokarbon sehingga dengan identifikasi arah dan pola fault dapat menentukan zona reservoir hidrokarbon yang berpotensi. Penelitian difokuskan pada identifikasi fracture yang berkaitan dengan fault system. Hasil penelitian ditunjukkan bahwa analisa terpadu antara atribut seismik, data sumur dan interpretasi geologi berhasil mendeliniasi fracture reservoir pada lapangan KEMO. Selain itu, fractures pada formasi Kujung berasosisasi dengan regional fault system pada daerah Jawa Timur bagian Utara, yakni dengan mendeliniasi patahan dapat memprediksi keberadaan serta arah fracture pada daerah penelitian.

---

ABSTRACTCarbonate reservoir that can produce 22,000 bopd . Production is derived from the identified reservoirs carbonate rocks associated with the fracture. This research will try to identify fractures in the subsurface based on seismic data and well data that will be validated with a bore hole imagery types, XRMI. This research will use seismic attributes that can be used to mapping geological structures such as faults and fractures with the use of geometrical curvature attributes, Variance and Ant - tracking. The fracture zones are known to provide suitable setting for hydrocarbon accumulation and thus mapping of the linement and orientation of fault with the associated fractures is important for the assesment of the potential of these hydrocarbon. This study is focused on the identification of fractured reservoir that related to fault system. The results of this work demonstrate that the integrated analysis of seismic attribute, well data and geological interpretation has successfully delineated the potential fractured reservoir in the study area. In addition, the fractures in Kujung Formation are associated with the regional fault system, which is by delineating the faults we can predict the linements and orientation of their associated fractures."

"Reservoir karbonat diperkirakan mengandung hampir 60% dari total cadangan hidrokarbon dunia dan diperkirakan memiliki 50% dari total produksi hidrokarbon. Hidrokarbon umumnya terdapat pada batuan berpori. Porositas batuan karbonat umumnya memiliki heterogenitas yang tinggi, kompleksitas, dan random. Salah satu metode yang efektif untuk mengatasi heterogenitas adalah metode neural network. Sehingga penelitian ini bertujuan untuk menetukan distribusi porositas dengan neural network pada batuan karbonat dengan menggunakan 2 data sumur dan data seismik 2D post stack time migration (PSTM) pada lapangan T. Seismik atribut yang digunakan sebagai input proses probabilistic neural network berupa data seismik dan hasil inversi serta log yang akan diprediksi penyebarannya. Digunakan step wise regression dan validation error untuk menentukan atribut terbaik yang akan digunakan. Hasil prediksi nilai porositas menggunkan probabilistic neural network dengan input atribut terbaik yang telah terpilih menghasilkan korelasi yang lebih baik 0.81 dengan error 0.03 dibanding dengan metode multiatribut yang menggunakan persamaan linier yaitu 0.66 dengan error 0.04 dan hasil model log prediksi mendekati log aktual. Hasil distribusi porositas dapat dianilisis bahwa nilai porositas pada sumur C1 memiliki nilai porositas efektif yang rendah dibandingkan dengan sumur C4.

---

Reservoir carbonate mostly contains 60% of total hydrocarbon preserves in the world, and it is predicted about 50% which is produced hydrocarbon. Commonly, hydrocarbon is found in the rock pores. The porosity of carbonate, generally, has high heterogeneity, complexity, and random. One of effective methods to solve the problem is neural network. The aim of this study is to determine the distribution of porosity using neural network for carbonate in T field. Seismic attribute is used as input in neural network process which is seismic data, inversion result, and well log. Step wise regression and validation error are used to determine the best attributes that will be used to.

The prediction result of porosity using probabilistic neural network with the best attribute has better correlation than using multi attributes for linier method. The correlation and error value using neural network are 0.08% and 0.03%, while the value of correlation and error using multi attribute for linier method are 0.06% and 0.04%, respectively. The predicted log model is approaching the actual log. The result of porosity distribution shows that the porosity value of well C1 has lower effective porosity than well C4."