Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan sedimen di Indonesia yang memiliki formasi pembawa batubara. Formasi pembawa batu bara merupakan formasi batuan yang memiliki lapisan batu bara di dalamnya. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan karakterisasi batu bara di Cekungan Sumatera Selatan menggunakan data proksimat dan data ultimat dengan metode pembelajaran mesin. Metode pembelajaran mesin memiliki beberapa konsep dasar, yaitu mampu memprediksi suatu data dengan mempelajari beberapa pola dan faktor yang telah di latih  dalam waktu yang relatif singkat. Karakterisasi yang di prediksi oleh metode pembelajaran mesin terhadap batu bara Cekungan Sumatera Selatan yaitu memiliki dua klaster. Persebaran dua klaster batu bara pada Cekungan Sumatera Selatan dipengaruhi oleh umur formasi di Cekungan Sumatera Selatan. Pada klaster nol tersebar pada Formasi Airbenakat dan Formasi Muaraenim, sedangkan pada klaster satu tersebar pada Formasi Muaraenim dan Formasi Kasai. Umur Formasi dari yang paling muda yaitu Formasi Kasai, Formasi Muaraenim, dan Formasi Airbenakat.

---

South Sumatra Basin is one of the sedimentary basins in Indonesia which has coal-carrying formations. Coal-bearing formations are rock formations that have coal layers in this area. This study aims to determine the characterization of coal in the South Sumatra Basin using proximate data and ultimate data using machine learning methods. The machine learning method has several basic concepts, namely being able to predict data by studying several patterns and factors that have been trained in a relatively short time. The characterization predicted by the machine learning method of coal in the South Sumatra Basin, which has two clusters. The distribution of the two coal clusters in the South Sumatra Basin is influenced by the age of the formation in the South Sumatra Basin. In cluster zero, it is scattered in the Airbenakat and Muaraenim Formations, while in the first cluster it is scattered in the Muaraenim Formation and the Kasai Formation. The age of the youngest formations are the Kasai Formation, the Muaraenim Formation, and the Airbenakat Formation."

"

Estimasi sumber daya merupakan salah satu tahap penting dalam kegiatan eksplorasi batu bara karena bertujuan untuk menilai kuantitas dan kualitas batu bara pada suatu daerah. Lokasi daerah penelitian berada di Kabupaten Muara Enim, Provinsi Sumatera Selatan. Lapisan batu bara pada daerah penelitian berasal dari Formasi Muara Enim yang merupakan salah satu formasi pembawa-batu bara di Cekungan Sumatera Selatan. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pola sebaran lapisan batu bara pada daerah penelitian dan melakukan komparasi terhadap hasil estimasi ketebalan lapisan batu bara yang dilakukan dengan metode nearest neighbor, inverse distance weighting, ordinary kriging, dan radial basis function. Setiap metode memiliki pendekatan dan parameter yang berbeda-beda dalam melakukan estimasi ketebalan batu bara. Setelah didapatkan hasil estimasi ketebalan lapisan batu bara pada setiap metode, selanjutnya dilakukan komparasi menggunakan quantile-quantile plot dan swath plot untuk melihat metode yang paling akurat dalam melakukan estimasi ketebalan lapisan batu bara. Dari hasil quantile-quantile plot yang dilakukan, frekuensi hasil estimasi dengan metode inverse distance weighting dan ordinary kriging mendekati frekuensi secara teoritis dan dari hasil Swath Plot menunjukkan bahwa trend nilai rata-rata hasil estimasi ketebalan lapisan batu bara pada metode inverse distance weighting dan ordinary kriging memiliki kemiripan dengan trend nilai rata-rata data bor. Hasil tersebut menunjukkan bahwa metode inverse distance weighting dan ordinary kriging memiliki tingkat keakuratan yang lebih baik dibandingkan metode nearest neighbor dan radial basis function dalam melakukan estimasi ketebalan batu bara di daerah penelitian.

 

---

Resource estimation is one of the important stages in coal exploration activities because it aims to assess the quantity and quality of coal in an area. The location of the research area is in Muara Enim Regency, South Sumatera Province. The coal seam of the research area is derived from the Muara Enim formation which is one of the coal-bearing formations in the South Sumatera basin. This research aims to determine the coal seam distribution in the research area and comparing the result of the coal thickness estimate by nearest neighbor, inverse distance weighting, ordinary kriging and radial basis function methods. Each method has different approaches and parameters to estimate the thickness of coal seam. After the result of the estimation of coal seam thickness in each method, the comparison is carried out using quantile-quantile plot and swath plot to see the most accurate method of estimating coal seam thickness. From the results of quantile-quantile plot, the frequency of the estimated results with the inverse distance weighting and ordinary kriging methods is similar to the theoretical frequency and from the results of swath plot, indicates that the average value trend of the estimated results coal thickness with the inverse distance weighting and ordinary kriging methods has similarities to the trend of the average value of drilling data. The results showed that the inverse distance weighting and ordinary kriging methods have a better accuracy than the nearest neighbor and radial basis function methods in performing coal thickness estimation of research area.

 

"

"Lapangan G yang berlokasi pada Cekungan Sumatera Selatan, merupakan salah satu lapangan reservoar hidrokarbon. Untuk mengetahui karakter dari reservoar Lapangan G, dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan petrofisika serta penggunaan multi atribut seismik dengan metode Probabilistic Neural Network yang berfokus pada Formasi Gumai. Atribut seismik yang digunakan adalah atribut sesaat, yaitu amplitudo sesaat, fase sesaat, dan frekuensi sesaat serta parameter nilai petrofisika yang dicari adalah nilai porositas, saturasi air, dan volume shale. Anomali seismik Lapangan berupa dim spot diantara kedua patahan utama yang berorientasi NorthWest-SouthEast dan patahan berorientasi NorthEast-SouthWest, diperkirakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon. Output utama penelitian ini adalah hasil lumping untuk melihat zona suatu sumur yang memiliki prospek hidrokarbon dan hasil volume seismik prediksi dari ketiga nilai parameter petrofisika serta output sampingan dari interpretasi penampang seismik. Baik hasil lumping dan volume seismik prediksi, menampilkan bahwa Formasi Gumai memiliki prospek hidrokarbon yang juga ditampilkan pada data sumur, didapatkan bahwa Zona 5 pada Sumur G1 dan Zona 4 pada Sumur G3 memiliki prospek cadangan hidrokarbon dengan nilai volume shale sebesari 0.500, nilaii saturasii airi sebesari 0.406, dan nilai porositas sebesar 0.131.

---

Field G, which is located in the South Sumatera Basin, isi onei ofi thei hydrocarboni reservoir fields. To determine thei character ofi thei G Field reservoir, in this study, a petrophysical approach was used and the use of multiple seismic attributes using the Probabilistic Neural Network method which focused on the Gumai Formation. Seismic attributes used are instantaneous attributes, namely instantaneous amplitude, instantaneous phase, and instantaneous frequency and the parameters of the petrophysical value sought are the value of porosity, water saturation, and shale volume. Seismic anomaly in the field in the form of a dim spot between the two main faults oriented NorthWest-SouthEast and fault oriented NorthEast- SouthWest, is estimated as a place of accumulation of hydrocarbons. The main output of this research is the lumping results to see the zone of a well that has hydrocarbon prospects and the predicted seismic volume results from the three petrophysical parameter values as well as the side output from the interpretation of the seismic cross-section. Both the lumping results and the predicted seismic volume, showing that the Gumai Formation has a hydrocarbon prospect which is also shown in the well data, it is found that Zone 5 in Well G1 and Zone 4 in Well G3 have prospects for hydrocarbon reserves with a shale volume value of 0.500, a water saturation value of 0.406, and a porosity value of 0.131."

"Batu bara masih menjadi primadona di beberapa daerah yang memiliki potensi besar di Indonesia, termasuk Provinsi Sumatera Selatan. Tidak terpenuhinya pasokan batu bara dalam negeri pada sistem Domestic Market Obligation dari tahun ke tahun menjadi indikator bahwa batu bara dijual secara ekspor dengan berorientasi pada perolehan pendapatan yang maksimal. Dalam paradigma pembangunan berkelanjutan, produksi yang bergantung pada permintaan ekspor dinilai dapat mengganggu stabilitas ekonomi dan menghasilkan eksternalitas negatif. Dalam Geografi Ekonomi Evolusioner, pendekatan Path Dependence digunakan dalam penelitian ini untuk mengurai kondisi tersebut berdasarkan penelusuran proses sejarah Provinsi Sumatera Selatan sebagai wilayah pengekspor batu bara yang dibentuk oleh kelembagaan, serta menelisik perilaku kelembagaan yang mengunci identitas tempat tersebut. Tujuan penelitian ini adalah menganalisis pengaruh kelembagaan dalam membentuk dan mengunci identitas tempat Provinsi Sumatera Selatan sebagai Wilayah Pengekspor Batu Bara. Pendekatan kualitatif yang digunakan pada penelitian ini bersifat desk research untuk literatur sejarah terkait dengan menekankan dari masa kemerdekaan, serta melakukan wawancara mendalam kepada kelembagaan pada masa sekarang untuk menggali perspektif yang mengunci identitas tempat. Dari hasil penelitian didapatkan kesimpulan bahwa kelembagaan pada masa ke masa memberikan kontribusi dalam berbagai bentuk yang terus berkembang dari masa ke masa, dan kelembagaan terkait mengunci identitas tempat Provinsi Sumatera Selatan sebagai wilayah pengekspor batu bara.

---

Coal is basic commodity in several provinces that have great potential in Indonesia, including the Province of South Sumatra. The non-fulfillment of domestic coal supply through the ‘Domestic Market Obligation’ system from year to year is an indicator that coal is sold by export with the orientation of obtaining maximum income. In the sustainable development paradigm, production that depends on export demand is considered to make economic be volatile and create negative externalities. In Evolutionary Economic Geography, Path Dependence approach is used in this study to unravel this conditions based on tracing historical process of South Sumatra Province as a coal exporting region formed by institutions, and examines this condition being locked the place identity. The purpose of this study was to analyze the influence of institutions in shaping and lock the identity of the province of South Sumatra as a Coal Exporting Region. The qualitative approach used in this research is desk research for and related history literature around Indonesia post-independence period, and conducting in-depth interviews with institutions this era. The results of the study was concluded that institutional from time to time gave contributions in various forms and continued to develop, then the related institutions locked the place identity of South Sumatra Province as a coal exporting region."

"Prospek hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat Selatan masih dipertanyakan dan perlu identifikasi lebih detail. Lokasi penelitian ini tepatnya berada di Anggota Konglomerat Formasi Bayah (Teb). Formasi ini di dominasi oleh konglomerat, batupasir kuarsa, batulempung, tuf, dan batu bara. Di Formasi Bayah, salah satunya, sungai cidahu dan cipanadogan ditemukan batuan serpih dengan indikasi rembesan minyak yang sudah mengering di sela-sela batuan. Rembesan minyak yang berada di batuan ini belum diketahui karakteristik lingkungan pengendapan dan kematangannya. Selain memiliki struktur yang kompleks, Formasi Bayah memiliki pemaparan litologi yang luas, salah satunya adalah batu bara. Batu bara yang berada di daerah penelitian memiliki luas ± 100 m yang tersebar di Sungai Cidahu, Cipanadogan, Cimandiri, dan Pantai Cibobos. Karakteristik batu bara Formasi Bayah pada daerah penelitian masih belum diketahui. Oleh karena itu, hal ini perlu diidentifikasi lebih lanjut dengan melakukan analisis pada penelitian ini agar dapat mengetahui kualitas batuan induk dan karakterisasi batu bara. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui kualitas batuan induk dan karakterisasi batu bara di Cekungan Jawa Barat Selatan di wilayah Formasi Bayah menggunakan analisis kromatografi gas, analisis kromatografi gas-spektropi massa, dan petrografi maseral. Empat sampel batuan serpih dan lima sampel batu bara dari daerah penelitian telah dikumpulkan dan dianalisis. Analisis kromatografi gas dan kromatografi gas-spektropi massa menunjukkan CDH 05, SHALE 01, dan SHALE 04 berada pada lingkungan pengendapan delta (terrigeneous) sedangkan, CP 04 berada pada lingkungan pengendapan transisi antara laut dan darat. Berdasarkan kematangan termalnya conto CDH 05, CP 04, SHALE 01, dan SHALE 04 berada pada tingkat kematangan awal (early mature), sehingga menunjukkan kualitas batuan induk yang cukup baik. Analisis petrografi maseral menunjukkan CDH 09, dan CMN 01 berada di lingkungan pengendapan hutan rawa basah, sedangkan CP 04, CP 07, PCBB berada pada hutan rawa yang sedikit dipengaruhi oleh pasang surut air laut, sehingga kualitas batu bara buruk. Dari hasil tersebut, dapat disimpulkan bahwa kualitas batuan induk memiliki kualitas yang cukup baik dan batu bara memiliki kualitas yang buruk.

---

The prospect of hydrocarbons in the South West Java Basin is still questionable and needs more detailed identification. The exact location of this research in the Members of the Bayah (Teb) Formation Conglomerate. This formation is dominated by conglomerates, quartz sandstone, claystone, tuff, and coal. In the Bayah Formation, one of which, the Cidahu and Cipanadogan rivers are found with shale rocks with an indication of oil seepage that has dried up between the rocks. Oil seeps in these rocks are not yet known characteristics of the depositional environment and its maturity. Besides having a complex structure, the Bayah Formation has extensive lithological exposure, one of which is coal. Coal in the study area has an area of ± 100 m spread over the Cidahu River, Cipanadogan, Cimandiri, and Cibobos Beach. The characteristics of the Bayah Formation coal in the study area are still unknown. Therefore, this needs to be further identified by analyzing this study in order to find out the quality of source rock and coal characterization. This study aims to determine the quality of the source rock and the characterization of coal in the South West Java Basin in the Bayah Formation region using gas chromatography analysis, gas chromatography-mass spectrophy analysis, and mass petrography. Four shale rock samples and five coal samples from the study area were collected and analyzed. Analysis of gas chromatography and gas chromatography-mass spectrophy show that CDH 05, SHALE 01, and SHALE 04 are in the terrigeneous deltaic environment whereas, CP 04 in the transitional depositional environment between marine and land. Based on the thermal maturity, the samples of CDH 05, CP 04, SHALE 01, and SHALE 04 are early mature level, show that the quality of the source rock has quite good. Mass petrographic analysis shows CDH 09, and CMN 01 are in the sedimentation environment of wet forest swamp, while CP 04, CP 07, PCBB are in forest swamp which is slightly affected by tidal water, so that of coal has a poor quality. From these results, it can be concluded that the quality of source rock has a fairly good quality and coal has a poor quality."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Spektral Dekomposisi merupakan salah satu teknik analisa sinyal dalam interpretasi data seismik. Analisa fourier biasa atau transformasi 1D menghasilkan sinyal dari domain waktu menjadi domain frekuensi. Para ilmuwan mengembangkan analisa fourier biasa yang menghasilkan sinyal 2D dalam waktu dan frekuensi, kemudian melakukan short-time window setelah dilakukan transformasi fourier. Metode ini dikenal dengan nama Short-Time Fourier Transform (STFT). Akan tetapi, resolusi time-frekuensi dengan menggunakan STFT terbatas dalam menentukan lebar window. Keterbatasan metode STFT ini dapat diatasi dengan metode Continous Wavelet Transform (CWT). Proses analisis time-frekuensi dilakukan dengan cara mengkonvolusi sinyal dengan wavelet, resolusi frekuensi diperoleh dengan mendilatasi wavelet menggunakan skala tertentu dan resolusi waktu diperoleh dengan mentranslasi wavelet dengan faktor translasi tertentu. Penentuan inilah menjadikan metode Continous Wavelet Transform (CWT) menghasilkan analisis yang mempunyai resolusi yang tinggi. Perkembangan atribut seismik dewasa ini sangat membantu dalam menunjukkan indikasi adanya hidrokarbon pada reservoar. Keberadaan hidrokarbon gas biasanya lebih mudah teridentifikasi dibandingkan minyak dan air karena atenuasi gas lebih besar dibandingkan dengan minyak dan air. Atribut spektral sesaat yang didasari dari hasil komputasi CWT diharapkan dapat menjadi atribut yang berguna untuk mendeteksi adanya indikasi keberadaan hidrokarbon. Untuk mendukung hasil metode CWT, akan dikombinasikan dengan hasil metode inversi untuk meyakinkan akan keberadaan hidrokarbon tersebut yang ditandai dengan nilai akustik impedansi (AI) yang relatif rendah dengan sekitarnya. Dari hasil penelitian ini menunjukkan adanya low frequency effect pada frekuensi 15 Hz di prospect "L" yang terlihat pada line line yang melewati area prospect tersebut. Hal ini didukung dengan hasil inversi yang menunjukkan nilai AI yang rendah yaitu berkisar 17000 ? 22000 ((ft/s) *(gr/cc)) dan kontras dengan nilai AI sekitarnya. Kombinasi metode dekomposisi spektral berbasis CWT yang dengan metode inversi seismik (AI) mengindikasikan adanya akumulasi hidrokarbon pada prospect "L".

---

Spectral Decomposition is one of a signal analyzer in the seismic interpretation. Analysis of 1D Fourier transform generates a signal from time domain into the frequency domain. Scientists developed a 1D Fourier transform to generatee 2D signal in time and frequency domain, then do short-time window after the Fourier transformation. This method is known as Short-Time Fourier Transform (STFT). However, the time-frequency resolution by using the STFT is limited in determining the width of the window. Limitations STFT method can be overcome by using continuous wavelet transform (CWT). The process of timefrequency analysis was done by convolution signal with wavelet, the frequency resolution obtained by using wavelet dilatation with a spesific scale and time resolution obtained by translating the wavelet with a specific translation factor. This determination makes the method of Continuous Wavelet Transform (CWT) can produce high resolution analysis.

Seismic attribute these days is very helpful in showing indications of hydrocarbons in the reservoir. The presence of hydrocarbon gas is usually more easily identified than the oil and water due to greater attenuation for gas compared to oil and water. Spectral Attribute based on the CWT computation is expected to be useful attribute to detect indication presence of hydrocarbons. To support the CWT method, will be combined with inversion methods to assure the existence of hydrocarbons by the value of acoustic impedance (AI) is relatively low with the surroundings.

Results of this study indicate a low frequency effect on the frequency 15 Hz at the prospect ''L " that looks at the lines that passes through the prospect area. This is supported by the results of inversion show that low AI values ranged 17000-22000 ((ft / s) * (gr / cc)) and contrast with the surrounding AI value. The combination of spectral decomposition based on CWT method and seismic inversion method (AI) indicates a hydrocarbon accumulation at the prospect of "L"."

"Karakterisasi reservoar seismik dari data seismik 3D dan data sumur telah diaplikasikan pada lapangan Gita seluas 60 km2 dengan target reservoar sandstone formasi Talang Akar Bawah. Blok Jabung, Cekungan Sumatra Selatan, Lapangan ini merupakan lapangan miny.ak yang berpoduksi sejak tahun 2005 dari Reservoar-A Masalah utama yang ada pada lapangan ini adalah distribusi coal yang cukup merata yang mempengaruhi reflektifitas seismik sehingga menunjukkan ambiguitas antara coal dan sandstone. Masalah utama ini dapat diatasi dengan studi seismik multiatribut dan atribut amplitude. Hasil dari analisis crossplot data sumur mengindikansikan bahwa coal dapat didefrensiasikan terhadap reservoar sandstone dengan menggunakan pseudo log Gamma Ray Index (GRJ) dalam batasan nilai tertentu. Pseudo log ini digunakan sebagai data masukan dalam proses multi~atribut dengan metode regresi linear untuk menghasilkan vo]um Gamma Ray Index. Distribusi lateral reservoar sandstone dari horizon Reservoar~A dihasilkan dari volum GRI dengan menggunakan atribut amplitude berupa amplitudo RMS, Nilai Ambang dan Total Amplitude Negatif, AtribuNll:r1but lni dapat digunakan untuk menggarnbarkan fitur geologi dari Reservoar-A pada lapangan Gita. Peta distribusi yang dihasilkan menunjukkan gambaran dari reservoar sandstone yang mewakili Reservoar-A dengan arah sebaran Barat Laut menuju Tenggara yang konsisten dengan data sumur. Hasil sebaran ini dibandingkan dengan hasil studi sebelumnya dan menunjukkan bahwa Gamma Ray Index berhasil mendiferensiasi coal dan dapat memetakan sebaran reservoar sandstone di lapangan Gita.

---

Seismic reservoir characterization of a 3D seismic and well data has been applied to 60 km2 of seismic over Lower Talang Akar Formation sand reservoirs in Gita Field of Jabung Block, South Sumatra Basin. The field has produced ail since first production in iate 2005 from the Reservoir-A. The main problem on this field is well distributed coal over and between sandstone reservoirs which affecting seismic reflectivity and shows the ambiguity between coals and sandstones.

The seismic multi-attribute and amplitude attribute study has been carried out to solve this problem. Results from cross plot analysis of well data indicate that the coals can be differentiating over and between the sandstone reservoirs by using pseudo log Gamma Ray Index (GRI) within certain cut-off value.

By using this pseudo Jog and generating multi-attribute analysis with linear regression. The Gamma Ray Index volume has been created. From this volume, the lateral distribution over Reservoir-A surface was created by using amplitude attribute of RMS Amplitude. Threshold and Sum of Negative Amplitude. These attributes can be used to delineate the Reservoir-A geological feature in Gita Field.

The distribution maps are showing the delineation of sandstone reservoirs of Reservoir-A with NW-SE direction which is consistent with well data. By comparing with the previous study, the result of latest study has been successfully used to differentiate cost and to define the sandstone reservoir distribution in Gita Field."

"Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi reservoar dan batuan induk untuk mengetahui persebaran distribusi reservoar formasi Talang-Akar cekungan Sumatera Selatan. Penelitian ini berdasarkan integrasi data geofisika, geologi dan petrofisika. Tujuan penelitian ini untuk mengetahui karakteristik reservoir dan batuan induk Lapangan studi, membedakan reservoir dan batuan induk dalam satu formasi yaitu formasi Talang Akar, serta mengetahui persebaran net pay lapisan reservoir dan batuan induk. Metode yang digunakan adalah integrasi geofisika, geologi dan petrofisika, yang meliputi interpretasi data seismik menggunakan peta struktur waktu dan kedalaman, inversi seismik post-stack, kecepatan interval, interpretasi geologi meliputi analisa sturktur dan sesar, dan pengolahan data petrofisika dengan menginterpretasi data log sumuran yang menembus Formasi Talangakar yang mengandung hidrokarbon minyak dan gas. Berdasarkan interpretasi seismik, didapat penarikan 4 horison, yaitu Top Lapisan I, Top Lapisan D, Top Lapisan A dan Top Lapisan BRF, yang kemudian dilakukan pemetaan bawah permukaan pada lapisan A dan I untuk mengetahui perkembangan struktur di Daerah Penelitian. Berdasarkan interpretasi geologi, pemerangkapan di Daerah Penelitian berupa struktur antiklin berarah baratdaya-timurlaut yang dibatasi oleh patahan normal pada bagian baratdaya dan tenggara struktur Daerah Penelitian. Berdasarkan analisa petrofisika, reservoir yang utama pada lapangan penelitian, adalah lapisan A dengan kedalaman 1375 m dan ketebalan antara 2 ndash; 8.3 meter. Sedangkan dengan menggunakan data validasi yaitu menggunakan data side wall core sumur TMB-11, lapisan yang berpotensi sebagai batuan induk berkisar 1512 m yang equivalen dengan lapisan I yang memiliki nilai net-pay atau ketebalan batuan pasir yaitu 1,98 meter. Sehingga dapat dilakukan pembedaan daerah penelitian bahwa terdapat satu reservoir yang utama yaitu lapisan A dan batuan induk I pada formasi Talang Akar.

---

Reservoir and source rock characterization has been performed to deliniate the reservoir distribution of Talang akar Formation South Sumatra Basin. This study is based on integrated geophysics, geology and petrophysical data.

The aims of study is to determine the characteristics of the reservoir and source rock, to differentiate reservoir and source rock in same Talang Akar formation, to find out the distribution of net pay reservoir and source rock layers.

The method of geophysical included seismic data interpretation using time and depth structures map, post stack inversion, interval velocity, geological interpretations included the analysis of structures and faults, and petrophysical processing is interpret data log wells that penetrating Talangakar formation containing hydrocarbons oil and gas.

Based on seismic interpretation, obtained of the four horizons, those are Top Layer I, Top Layer D, Top Layer A and Top Layer BRF, which then perform subsurface mapping on Layer A and Layer I to determine the development of structures in the Regional Research.

Based on the geological interpretation, trapping in the form of regional research is anticline structure on southwest northeast trending and bounded by normal faults on the southwest and southeast regional research structure.

Based on petrophysical analysis, the main reservoir in the field of research, is a layer 1,375 m of depth and a thickness 2 to 8.3 meters. While using data validation that used side wall core data of the well TMB 11, the layer as a potential source rock ranging of depth from 1,512 m which is equivalent to the layer I that has a net pay thickness of sand 1.98 meters. It can distinguish the main research areas of reservoirs and rock layers of A and layer I in Talang Akar formation."

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

---

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