Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Reservoir batupasir pada Lapangan OA terletak pada Cekungan Northern Bonaparte merupakan batupasir yang tersaturasi gas, diagenesis mineral menyebabkan beberapa daerah zona reservoir menjadi tight sandstone. Metode inversi menggunakan impedansi akustik (AI) kurang sensitif dalam membedakan litologi batupasir dan batu lempung karena memiliki nilai impedansi yang hampir sama. Simultaneous Inversion mengatasi masalah tersebut dengan melakukan inversi secara bersamaan melalui data partial angle (near, mid, far) untuk mendapatkan parameter fisis selain impedansi akustik yang diharapkan lebih sensitif dalam membedakan litologi maupun memprediksi keberadaan fluida gas seperti impedansi shear (SI) dan densitas. Ketiga parameter tersebut dapat diturunkan menjadi parameter Lame(LMR). Analisa crossplot menunjukan parameter fisis yang sensitif untuk memprediksi persebaran litologi maupun keberadaan fluida gas. Parameter densitas cukup sensitif dalam membedakan litologi yang kemudian dilakukan inversi dengan nilai cut off clean sandstone adalah 2.3-2.5 (g/cc), tight sandstone dengan cutoff 2.5-2.625 (g/cc) dan shaledengan cutoff2.625-2.8(g/cc). Keberadaan fluida gas diprediksi dengan melakukan inversi parameter Vp/Vsyang memiliki cutoff ±1.6 dan Lambda-rho dengan cut off ±25. Analisa peta persebaran parameter tersebut menunjukan persebaran batupasir dan keberadaan fluida gas dominan berada di daerah utara zona penelitian dengan karakter batupasir yang relatif memiliki porositas yang lebih baik (clean sandstone) dibandingkan dengan daerah yang relatif lebih selatan.

---

The sandstone reservoir in the OA Field is located in the Northern Bonaparte Basin, which is gas-saturated sandstone, mineral diagenesis causing several reservoir zone areas to become tight sand. The inversion method using acoustic impedance (AI) is less sensitive in distinguishing sandstone and clay rock lithology because it has almost the same impedance value. Simultaneous Inversion overcomes this problem by simultaneously inversingpartial angle data (near, mid, far) to obtain physical parameters besides acoustic impedance which are expected to be more sensitive in distinguishing lithology and predicting the presence of gas fluids such as shear impedance (SI) and density. These three parameters can be derived as Lame(LMR) parameters.

Crossplot analysis shows sensitive physical parameters to predict the distribution of lithology and the presence of gas fluid. Density sensitive in distinguishing lithology which is then inversed,obtaining clean sandstone cutoff values are 2.3-2.5 (g/cc), tight sandstonewith cutoff 2.5-2.625 (g/cc) and clay stones with cutoff2.625-2.8(g/cc). The presence of gas fluid is predicted by inversing the parameter Vp/Vswhich has a ± 1.6 and Lambda-rho cutoff of ± 25 cutoff. Analysis of the parameter distribution map shows the distribution of sandstones and the presence of dominant gas fluids in the northern area of the research zone with relatively clean sandstone characteristics, compared to relatively more southern regions."

"Inversi seismik konvensional yang menghasilkan penampang impedansi akustik kini terbatas dalam mengidentifikasi litologi. Telah dilakukan inversi prestack yakni simultaneous inversion yang mampu memprediksi tidak hanya parameter impedansi akustik, tetapi juga impedansi shear, dan densitas untuk mengatasi hal tersebut. Dengan memperoleh ketiga parameter tersebut, akan dapat diperoleh paramater lame berupa lamda-rho dan mu-rho yang lebih sensitif terhadap litologi dan fluida untuk mempertajam indentifikasi litologi maupun fluida reservoar. Inversi simultan, yang bertujuan mengkarakterisasi reservoar batupasir dan penyebaran gas ini, dilakukan pada kasus Lapangan ?C‟ yang terletak di Cekungan Natuna Barat. Inversi dilakukan pada data angle stack baik itu near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), dan far angle stack (25o-35o) dengan dua kontrol sumur yakni sumur CS-1 dan CSR-3. Inversi yang dilakukan juga meliputi analisis lambda-rho dan mu-rho yang diturunkan dari parameter impedansi akustik dan impedansi shear. Hasil yang diperoleh adalah penyebaran reservoar batupasir dapat diprediksi dengan menggunkan parameter impedansi shear dan mu-rho dengan cut off impedansi shear ± 3300 m/s*g/cc dan cut off mu-rho ± 11 GPa*g/cc sementara keberadaan gas dapat diprediksi dengan menggunakan parameter lambda-rho dan VpVs ratio dengan cut off lambda-rho ± 11 - 20 GPa*g/cc dan cut off VpVs ratio ± 1.8. Dengan demikian, reservoar batupasir dapat diperkirakan terletak di sekitar inversion anticline dengan pola pengendapan channel yang berada di sebelah tenggara daerah penelitian.

---

Conventional seismic inversion that produces cross-sectional acoustic impendance is limited in identifying lithology. Prestack inversion i.e.simultaneous inversion that is capable of predicting not only acoustic impedance parameter, but also the shear impedance and density has been applied to solve that problem. By obtaining these three parameters, we can get the parameters of lambda-rho and mu-rho that are more sensitive to lithology and fluid to sharpen the identification of lithology and fluid reservoir.

Simultaneous inversion, that aims to characterize the sandstone reservoir and the distribution of gas, done in the case of ?C‟ Field located in the West Natuna Basin. Inversion performed on the data near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), and far angle stack (25o-35o) with two control wells CS-1 and CSR-3. Inversion carried out also includes the analysis of lambda-rho and mu-rho derived from the acoustic impedance and shear impedance.

The obtained results are the distribution of sandstone reservoir can be predicted using the parameter of shear impedance and mu-rho with shear impedance cut off ± 3300 m/s*g/cc & mu-rho cut off ± 11 GPa*g/cc while the presence of gas can be predicted by using the parameter of lambda-rho and VpVs ratio with lambda-rho cut off ± 11 - 20 GPa*g/cc & VpVs ratio cut off ± 1.8. Thus, estimated sandstone reservoir is located around inversion anticline with the channel deposition in the southeast area of research."

"Lapangan "Z" merupakan salah satu lapangan hidrokarbon yang sedang dikembangkan dan berada di Cekungan Sumatra Selatan yang terkenal sebagai salah satu cekungan penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Pada awalnya inversi seismik dilakukan dengan hanya menghasilkan penampang impedansi akustik yang memiliki keterbatasan dalam mengidentifikasi litologi batuan serta kandungan fluidanya. Untuk mengatasi permasalahan tersebut, dilakukan inversi simultan yang dilakukan pada data pre-stack yang menghasilkan tiga parameter sekaligus, yaitu parameter impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas. Ketiga parameter tersebut ditransformasi sehingga memperoleh parameter lame berupa nilai lambda-rho dan mu-rho yang lebih sensitif dalam mengidentifikasi litologi batuan maupun kandungan fluida di dalam reservoir. Skripsi ini bertujuan untuk mengkarakterisasi reservoir batupasir dengan menggunakan metode Simultaneous Inversion. Inversi ini dilakukan pada data pre-stack yang telah dikondisikan terlebih dahulu dengan kontrol dari data sumur dan horison. Hasil inversi yang diperoleh adalah reservoir batupasir berisi gas pada penelitian ini dicirikan dengan nilai lambda-rho yang rendah yaitu bernilai 5700-7000 (m/s)*(g/cc), impedansi-S yang tinggi yaitu bernilai 3200-4700 (m/s)*(g/cc), dan nilai mu-rho yang tinggi bernilai 11-14,3 GPa*g/cc. Sedangkan pada reservoir batupasir berisi minyak memiliki nilai lambda-rho yang tinggi sekitar 7000-9000 (m/s)*(g/cc). Reservoir batupasir pada penelitian ini relatif sangat tipis sehingga diperlukan ketelitian dalam menganalisisnya.

---

The 'Z' field is a hydrocarbon field that still on developement and located in the South Sumatra Basin that is known as one of the largest hydrocarbon-producing basins in Indonesia. At first, the seismic inversion is performed by simply generating acoustic impedance cross section that has limitations in identifying rock lithology and fluid content. To solve this problem, simultaneous inversion performed on the pre-stack data which generates three parameters simultaneously, namely acoustic impedance, shear impedance and density parameters. These parameters can be transformed to obtain lame parameter called lambda-rho and mu-rho which are more sensitive in identifying rock lithology and fluid content in the reservoir.

This thesis aims to characterize the sandstones reservoir using Simultaneous Inversion method. This inversion is done on the pre-stack data which previously been conditioned with the control of wells and horizons. Inversion results obtained are gas-containing sandstone reservoir, which in this research identified with the small lambda-rho value about 5700-7000 (m/s)*(g/cc), high impedance-S value about 3200-4700 (m/s)*(g/cc), and high mu-rho value about 11-14.3 GPa*g/cc. In other side the oil-containing sandstone reservoir has a high lambda-rho value about 7000-9000 (m/s)*(g/cc). Sandstones reservoir in this study are relatively very thin, that means it is required a huge accuracy in analyzing it."

"Inversi Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan teknik inversi seismik yang secara optimal dapat memprediksi karakter dan keberadaan reservoar hidrokarbon dengan perluasan sudat datang gelombang dari -90° hingga 90°. Pada penelitian Lapangan ?Q? Sub-Cekungan Jambi, inversi EEI mampu mengkarakterisasi reservoar batupasir dan memprediksi keberadaan gas maupun minyak melalui parameter Vp/Vs ratio, lambda-rho dan mu-rho. Dalam inversi EEI dilakukan korelasi untuk mencari nilai korelasi maksimum pada sudut chi (χ) tertentu dari setiap parameter dengan melakukan korelasi antara log EEI dengan log target. Nilai sudut chi (χ) optimum atau best-chi agle ini kemudian digunakan untuk membuat volume scaled reflectivity yang dipakai dalam pembuatan model awal dan juga inversi. Proses inversi dilakukan dengan menggunakan inversi post-stack model based yang baik digunakan pada reservoar lapisan tipis. Hasil inversi selanjutnya digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar dimana hasilnya menunjukkan adanya kemungkinan resevoar yang mengandung gas dan minyak. Pada penelitian, nilai Vp/Vs ratio berkisar antara 16-18, nilai mu-rho berkisar antara 25-35 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk gas berkisar antara 20-22 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk minyak berkisar 25-27 (GPa*(g/cc)).

---

Extended Elastic Impedance (EEI) inversion method is a seismic inversion technique that optimally can predict the character and the presence of hydrocarbon reservoir with the expansion of the angle?s coming wave from -90 ° to 90 °. In the field of research 'Q' Sub-Basin Jambi, EEI is able to characterize sandstones reservoir and predict the existence of gas or oil through the parameter of Vp / Vs ratio, lambda-rho and mu-rho. EEI is performed in correlation to seek the maximum correlation value at an optimum chi (χ) angle of each parameter specified by the correlation between the targets? logs with the EEI?s logs. Optimum chi (χ) angle or a best-chi angle is then used to create a scaled volume reflectivity that is used in making the initial model and also in inversion process. Inversion is done using post-stack inversion based model which is best used on thin reservoir layer. Inversion results are then used to determine the spread of the reservoir where the results indicate the possibility resevoar containing gas and oil. In the study, the value of Vp / Vs ratio ranged between 16-18, the mu-rho values ​​ranged between 25-35 (GPa * (g / cc)), the lambda-rho values for gas ranged between 20-22 (GPa * (g / cc)) and for oil ranged between 25-27 (GPa * (g / cc)).

"

"Telah terlaksana sebuah penelitian pada lapangan Sungai Lilin dengan reservoir batupasir di Cekungan Sumatra Selatan. Analisis geologi regional menyimpulkan bahwa reservoir dengan kualitas baik terletak pada formasi Talang Akar dan formasi Baturaja. Pada lapangan Sungai Lilin ini memiliki data seismik dan data sumur. Penelitian ini menggunakan metode simultaneous inversion serta transformasi LMR. Penelitian ini berfokus pada kedalaman sekitar 720 ms 772 m hingga 860 ms 932 m seismik merupakan target kedalaman yang menjadi daerah interest untuk melakukan Inversi dan melakukan karakterisasi reservoir. Hasil Inversi Simultan menghasilkan penampang dengan parameter impedansi P, impedansi S dan densitas. Parameter-parameter hasil Inversi Simultan ditransformasi sehingga menghasilkan LMR. LMR terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho yang masing-masing berhubungan dengan rigiditas batuan dan inkompresibilitas fluida. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang berpotensi di dalam pori-pori batupasir dan batu karbonat di formasi Talang Akar dan formasi Baturaja.

---

This research on Sungai Lilin field with sandstones reservoir in the South Sumatra Basin has been done. Geology analysis summarized that a good quality of reservoir is in the Talang Akar Formation and Baturaja Formation. Sungai Lilin field already has Seismic data and well log data as well. This research used the simultaneous inversion method and then LMR transformation. The target research focused on 720 ms 772 m until 860 ms 932 m of depth which was as interest area to characterize the reservoir.

The simultaneous inversion method yielded P impedance, S impedance and density parameter. And then, these parameters were transformed to LMR. LMR consists of Lambda Rho and Mu Rho which represent the incompressibility of pore fluid content and the rigidity of rocks. This research result shows that the potential reservoir is in pores of sandstone and limestone in Talang Akar formation and Baturaja formation."

"Informasi komprehensif mengenai reservoar dapat diperoleh melalui karakterisasi reservoar. Karakterisasi reservoar melibatkan deskripsi sifat fisik batuan dan fluida dengan menggunakan data geofisika dan petrofisika. Salah satu metode efektif untuk karakterisasi reservoar adalah inversi seismik. Inversi seismik memanfaatkan data seismik dan data sumur untuk memodelkan kondisi geologi di bawah permukaan bumi. Metode inversi seismik simultan mampu mengestimasi impedansi-P, impedansi-S, dan densitas secara bersamaan. Proses ini mengintegrasikan data seismik, wavelet, dan data sumur dalam prosesnya. Hasil dari inversi simultan dapat ditransformasi menjadi parameter lame, yaitu λ (lambda), μ (mu), dan ρ (rho). Parameter ini digunakan dalam analisis lambda-mu-rho (LMR). Analisis LMR berhubungan dengan sifat batuan, yaitu inkompresibilitas (λρ) dan rigiditas (μρ) yang mana masing-masing berfungsi sebagai parameter indikator kandungan fluida dan litologi reservoar. Penelitian ini mengidentifikasi terdapat beberapa zona persebaran hidrokarbon masing-masing pada dua formasi wilayah penelitian dengan menggunakan hasil inversi simultan dan analisis LMR. Properti fisika batuan seperti impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, dan densitas dari hasil inversi simultan, serta parameter λρ dan μρ dari hasil transformasi LMR, menunjukkan respon yang saling mendukung terhadap keberadaan hidrokarbon. Zona indikasi hidrokarbon memiliki nilai impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, densitas, λρ yang rendah dan μρ yang tinggi, sehingga sesuai dengan keberadaan pasir gas.

---

Comprehensive information about reservoirs can be obtained through reservoir characterization. Reservoir characterization involves describing the physical properties of rocks and fluids using geophysical and petrophysical data. One effective method for reservoir characterization is seismic inversion. Seismic inversion utilizes seismic data and well data to model geological conditions beneath the Earth's surface. The simultaneous seismic inversion method can estimate P-impedance, S-impedance, and density simultaneously. This process integrates seismic data, wavelets, and well data. The results of simultaneous inversion can be transformed into lame parameters, which are λ (lambda), μ (mu), and ρ (rho). These parameters are used in lambda-mu-rho (LMR) analysis. LMR analysis is related to rock properties, specifically incompressibility (λρ) and rigidity (μρ), which serve as indicators of fluid content and reservoir lithology. This study identifies several hydrocarbon distribution zones in two formations within the study area using the results of simultaneous inversion and LMR analysis. Rock physics properties such as P-impedance, S-impedance, VP, VS, and density from the simultaneous inversion, as well as λρ and μρ parameters from the LMR transformation, show consistent responses to the presence of hydrocarbons. Hydrocarbon indication zones exhibit low P-impedance, S-impedance, VP, VS, density, and λρ values, along with high μρ values, indicating the presence of gas sands."

"ABSTRAKLapangan WR yang merupakan area target penelitian berada pada cekungan Bonaparte, dengan target reservoar batupasir berumur jurassic dan fluida yang tersaturasi berupa gas. Karakter reservoar dari data sumur mengindikasikan lingkungan pengendapan daerah Estuarine, dengan tipe batupasir yang blocky dengan sedikit sisipan serpih. Terdapat data seismik 3D prestack dan tiga data sumur yang memiliki kecepatan gelombang-P Vp dan gelombang-S Vs . Dalam perkembangannya terdapat tiga metode dengan memanfaatkan Vp dan Vs yaitu Extended Elastic Impedance EEI 2002 , Poisson Impedance PI 2006 , dan Curved Pseudo Elastic Impedance CPEI 2014 . Ketiga metode tersebut diaplikasikan pada data seismik dan sumur untuk melihat perbandingannya dalam mengkarakterisasi reservoar pada lapangan WR berupa persebaran litologi dan fluida secara lateral maupun vertikal. Hasil yang didapat dari ketiga metode tersebut berkorelasi baik dengan litologi pada nilai sudut chi ? untuk EEI 30 , PI 59 , dan CPEI -69 , sedangkan dengan fluida didapatkan nilai chi ? yang berkorelasi dengan EEI 20 , PI 51 , dan CPEI -60 . Korelasi tertinggi terhadap target log litologi yaitu log GR dan fluida berupa log SW dari ketiga metode tersebut adalah metode CPEI dengan korelasi 0.881 untuk log GR dan 0.604 untuk log SW. Secara vertikal dari ketiga metode tersebut menunjukkan karakter reservoar yang cukup baik dengan tingkat saturasi gas yang cukup tinggi. Hasil persebaran lateral dari ketiga metode tersebut menunjukkan karakter lingkungan pengendapan pada reservoir target berada pada lingkungan estuarine, dengan arah dari sumber supplay sedimen berarah tenggara, dan hasil ini cocok dengan konsep geologi regional pada lapangan tersebut.

---

ABSTRACTThe WR field, which is the target area of the study, is in the bonaparte basin, with the target of jurassic sandstone reservoirs with saturated gas fluid. The reservoir character of the well data indicates the deposition environment of the estuarine region, with blocky sandy type with slight shale inserts. There are prestack 3D seismic data and three well data that have P wave velocity Vp and S wave Vs . In its development there are three methods by utilizing Vp and Vs namely Extended Elastic Impedance EEI 2002 , Poisson Impedance PI 2006 , and Curved Pseudo Elastic Impedance CPEI 2014 . All three methods are applied to seismic and well data to see the comparison in characterizing reservoir on WR field in the form of lateral and vertical lithology and fluid spread. The results obtained from these three methods correlate well with lithology at the angle value of chi for EEI 300 , PI 590 , and CPEI 690 , whereas with fluid obtained chi values correlated with EEI 200 , PI 510 , and CPEI 600 . The highest correlation to the log lithology targets ie log GR and the SW log flu of the three methods is the CPEI method with the correlation of 0.881 for the GR log and 0.604 for the SW log. The vertical of the three methods shows a good reservoir character with high saturation rate of gas. The result of the lateral distribution of the three methods shows the character of the deposition environment in the target reservoir located in the estuarine environment, with the direction from the source of the southeast centered sedimentary sediment, and the result matches the regional geological concept in the field. "

"Inversi seismik deterministik sudah banyak digunakan dalam lapangan eksplorasi dan pengembangan. Metode ini digunakan sebagai salah satu cara untuk karakterisasi reservoir dengan menghilangkan efek wavelet sehingga dapat membantu interpreter untuk memetakan struktur bawa permukaan dengan lebih baik. Akan tetapi, metode ini memiliki limitasi karena menggunakan impedansi rata-rata dari layer seismik dimana pada umumnmya nilai impendansi lebih kecil daripada impedansi data sumur sehingga dihasilkan model inversi yang tidak sesuai. Metode inversi stokastik menggunakan konsep geostatistikal, dimana variogram berperan penting dalam menghasilkan output yang sesuai. Pada inversi stokastik dihasilkan banyak realisasi inversi yang digunakan sebagai basis dalam analisis uncertainty, tiap realisasi akan sama pada tiap lokasi sumur yang digunakan namun akan berubah seiring dengan bertambahnya jarak spasial dari lokasi sumur. Metode inversi stokastik akan diaplikasikan pada lapangan gas “K” yang terletak di lepas pantai cekungan Bonaparte, Indoensia Timur. Data yang tersedia antara lain, sebagian dari 3D PSTM angle gather dengan luasan 1,300 km2, 3 sumur dengan data P-Sonic, S-Sonic, densitas, Gamma Ray, dan log resistivitas. Tambahan data berupa report komplesi dan report well testing tersedia untuk beberapa sumur. Lapangan gas “K” terletak pada undeformed continental margin Australia yang melampar kearah lndonesia, dimana secara geologi lapangan “K” terletak pada area Timur dari Sahul Platform dan memiliki struktur berupa tiltef fault block. Lapangan ini memiliki reservoir batupasir formasi Plover yang tersaturasi gas dengan hidrokarbon kolom cukup signifikan, dimana reservoir terdeposisi pada lingkungan shallow marine pada umur Middle Jurasic. Target utama pada lapangan gas “K” merupakan strukutural trap berupa horst block, tilted fault block yang berada dibawah sub-unconformity di umur Palaezoic. Penerapan metode inversi stokastik pada lapangan gas “K” menghasilkan kelebihan yang cukup signifikan dibandingkan dengan inversi deterministik. Reservoir pada lapangan gas “K” terdiri dari batupasir dengan persilangan shale tipis. Metode inversi stokastik dapat membedakan antara batupasir yang tersaturasi gas dengan intraformational shale tipis yang tidak teresolusi oleh seismik dan inversi deterministik. Hasil realisasi dapat digunakan untuk analisis uncertainty dengan probabilitas P10, P50, dan P90 dari facies yang dihasilkan.

---

Deterministic seismik inversion method has been successfully used in various projects in exploration and development. This method enables the interpreter to get better understanding of subsurface by omitting the wavelet and tuning effects therefore quantitative reservoir properties can be generated. However, this method has significant limitation by generating average impedances of each layer, and the range of values is smaller than the impedance from the wells therefore the inversion will not produce results that are not within the calibration range. Stochastic seismik inversion is done by conditioning well data and reproducing spatially varying statistics using variogram which could overcome the deterministic limitation. This method generates multiple realizations of high-frequency elastic properties that are consistent with both seismik amplitude and well data. In such instances, stochastic seismik inversion method could provide the uncertainties associated with the models that have been generated. The proposed method is applied in “K” gas field which located in the offshore Bonaparte Basin, Eastern Indonesia. The available dataset for this work includes : part of PSTM 3D which cover 1,300 km2 in angle gather, and 3 wells with compressional sonic, shear sonic, density, gamma ray, and resistivity logs. Additional well completion and well testing reports are available for some wells. Geologically, the “K” field is located within relatively undeformed Australian continental margin that extends into Indonesian waters. It lies on the eastern extremity of the Sahul Platform and occupies a large tilted fault block bounded to the east and south by the Calder-Malita Grabens. This field contains a significant gas column, reservoired within shallow marine, highly mature, quartzose sandstone of the Middle Jurassic Plover Formation. Potential targets in the area may be large folds, horst blocks, tilted fault blocks ad sub-unconformity traps in the Palaeozoic section. The application of stochastic seismik inversion showed significant benefits compared to deterministic especially in “K” gas field where the reservoirs are stacked sandstone with intraformational shale. Some of the reservoir and all the intraformational shales are below seismik resolution. Stochastic seismic inversion able to distinguish those features, in addition the inverted volumes with multiple realizations with ranking criteria for P10, P50, and P90 of facies could be utilized to reduce the risk associated with exploration plan and field development."

"Penelitian ini menggunakan inversi simultan untuk karakterisasi reservoir batupasir dengan target upper dan lower Sihapas di Cekungan Sumatera Tengah. Inversi Simultan dilakukan pada data angle gather dari 3D seismik pre-stack time migration dan data sumur sebagai kontrol data. Data seismik terdiri atas 280 inline dan 760 crossline. Agar kualitas data meningkat, data seismik diubah menjadi domain sudut, dilakukan proses conditioning data untuk mereduksi noise dan meningkatkan signal to noise ratio S/N. Dari angle gather kemudian dibagi menjadi tiga domain yang berbeda yaitu near angle 5-15 , mid angle 14-24 , dan far angle 23-34. Analisa pra-inversi dilakukan untuk melihat korelasi antara hasil inversi dengan kontrol data sumur untuk mendapatkan error yang kecil. Hasil inversi simultan adalah impedansi-p, impedansi-s, densitas, dan rasio Vp/Vs untuk melihat sebaran litologi batupasir di zona target. Pada model impedansi-p didapatkan nilai pasir sebesar 23.000-34.000 ft/s g/cc, impedansi-s sebesar 13.000-21.000 ft/s g/cc, rasio Vp/Vs sebesar 1.5-1.8, dan densitas kurang baik dalam menggambarkan sebaran pasir karena tidak mampu memisahkan antara shale dan batupasir. Sebaran batupasir banyak ditemukan di daerah target Lower Sihapas.

---

In this research we used simultaneous inversion for characterization sandstones reservoir with target upper and lower Sihapas in Sumatera Tengah basin. Simultaneous inversion is performed by angle gather from 3D seismic data pre stack time migration and one well data as a control. Seismic data has 280 inline and 760 crossline. For improving data quality, seismic data is changed to angle domain, doing the conditioning data process to decrease noise and improves signal to noise ratio S N. From angle gather divided into difference three domain there are near angle 5 15 , mid angle 14 24 , and far angle 23 34. Pre Inversion analysis is done to get the small error. Simultaneous inversion's result are p impedance, s impedance, density, and Vp Vs ratio to see the distribution sandstone lithology in the target zone. In p impedance's model is gotten the value of sandstone is 23000 34000 ft s g cc, s impedance is 13000 21000 ft s g cc, Vp Vs ratio is 1.5 1.8 and density is not good for distributing of sandstone because can not separates between sandstone and shale. A lot of distribution of sandstone is found in targer area Lower Sihapas."

"Lapangan "X" berlokasi di provinsi Sumatra, termasuk dalam Cekungan Sumatra Tengah, dan memiliki potensi hidrokarbon yang tersimpan dalam reservoir batupasir dari Formasi Menggala. Formasi ini, yang didominasi oleh litologi batupasir dan berasal dari Miosen Awal, berpeluang menjadi reservoir utama di lapangan tersebut. Untuk memahaminya lebih dalam, karakterisasi reservoir dilakukan guna mengidentifikasi sifat fisik batupasir dan parameter terkaitnya. Salah satu teknik yang dapat diterapkan adalah penggunaan multiatribut seismik. Studi ini memanfaatkan data seismik 3D - Post Stack Time Migration dengan empat sumur sebagai data kontrol. Metode inversi berbasis model berperan sebagai atribut eksternal dalam analisis multiatribut dan dilakukan interpretasi dengan nilai p-impedance sebesar ±22.000 hingga ±31.000 menunjukkan dengan nilai yang cukup rendah. Melalui analisis ini, sebaran sifat fisik seperti nilai porositas, densitas, dan P-wave dari Formasi Menggala dapat diidentifikasi. Hasilnya menunjukkan bahwa porositas efektif di Formasi Menggala berkisar antara 10% hingga 30%, densitas berkisar antara 2,3 g/cm³ hingga 2,4 g/cm³, dan nilai P-wave berkisar antara 9.700 ft/s hingga 13.791 ft/s. Berdasarkan sifat-sifat fisik batuan yang dianalisis melalui multiatribut, zona yang berpotensi mengandung hidrokarbon terletak di sekitar sumur AM-1 lapangan "X". Untuk memastikan zona tersebut sebagai prospek, diperlukan analisis lebih lanjut, yaitu analisis terhadap peta sayatan inversi, peta sayatan struktur waktu, peta sayatan porositas, peta sayatan densitas, dan peta sayatan p-wave.

---

Field "X" is located in the province of Sumatra, within the Central Sumatra Basin, and holds hydrocarbon potential stored in sandstone reservoirs of the Menggala Formation. This formation, predominantly consisting of sandstone lithology and dating back to the Early Miocene, has the potential to be the primary reservoir in the field. To gain deeper insights, reservoir characterization is conducted to identify the physical properties of the sandstone and its related parameters. One technique that can be applied is the use of multi-attribute seismic analysis. This study utilizes 3D seismic data - Post Stack Time Migration with four wells as control data. The Model-based inversion methods serve as external attributes in the multi-attribute analysis and is interpreted with a p-impedance value of ±22.000 to ±31.000 indicating a fairly low value. Through this analysis, the distribution of physical properties such as porosity, density, and P-wave velocity of the Menggala Formation can be identified. The results show that the effective porosity in the Menggala Formation ranges from 10% to 30%, density ranges from 2.3 g/cm³ to 2.4 g/cm³, and P-wave velocity ranges from 9,700 ft/s to 13,791 ft/s. Based on the physical properties of the rock analyzed through multi-attribute analysis, a potential hydrocarbon zones are located around well AM-1 of field "X". To confirm these zones as prospects, further analysis is needed, namely analysis of inversion incision maps, time structure incision maps, porosity incision maps, density incision maps, and p-wave incision maps."