Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Metode seismik refleksi merupakan metode yang biasa digunakan untuk memetakan hidrokarbon. Reservoir dapat dikarakterisasi menggunakan metode inversi mengubah data seismik menjadi nilai impedansi akustik batuan dan metode dekomposisi spektral digunakan untuk mendeliniasi low frequency shadow pada lapisan reservoir yang disebabkan oleh keberadaan hidrokarbon, sehingga gabungan kedua metode tersebut digunakan untuk mendistribusi sebaran reservoir hidrokarbon pada zona target. Pada penilitian kali ini metode inversi yang digunakan yaitu inversi model-based, sedangkan metode dekomposisi spektral yang digunakan yaitu continuous wavelet transform. Berdasarkan hasil dari penilitian menunjukkan bahwa persebaran reservoir dengan nilai impedansi akustik rendah berada di inline 1583, inline 1290, inline 1360, dan inline 1399. Dari keempat inline tersebut 3 diantaranya hasil dekomposisi spektral mendeliniasi low frequency shadow yang pada inline 1290, inline 1360 dan inline 1399, sedangkan inline 1583 menghasilkan high frequency anomaly hal ini dapat terjadi akibat efek dari ketebalan reservoir yang kurang dari ¼ I>>. Lapisan reservoir memiliki nilai impedansi akustik 18000-19000 ft.g/s.cc dan anomaly frekuensi rendah 20 Hz mengindikasikan keberadaan gas di lapisan reservoir, sedangkan inline 1583 fenomena high frequency anomaly menandakan bahwa lapisan reservoir memiliki ketebalan yang tipis dan mengindikasikan kandungan fluida gas.

---

Seismic reflection is a method commonly used to map hydrocarbons. The reservoir can be characterized using the inversion method by converting seismic data into acoustic impedance values of rock and spectral decomposition methods are used to delineate low-frequency shadow beneath reservoir caused by the presence of hydrocarbon, the combination of this two methods is used to distribute the hydrocarbon reservoir in the target zone. The inversion used in this research is a model-based inversion, while the spectral decomposition method used is continuous wavelet transform. Result of this study shows that reservoir distribution with low acoustic impedance located on inline 1583, inline 1290, inline 1360, inline 1399. Three of four inline show by spectral decomposition result delineating low-frequency shadow at inline 1290, inline 1360 dan inline 1399, while inline 1583 produces high-frequency anomaly this phenomena could occur due to effect of reservoir thickness is less than ¼ I>>. The reservoir has an acoustic impedance value of 18000-19000 ft.g/s.cc and low-frequency shadow beneath reservoir have 20 Hz frequency indicates the presence of hydrocarbon, while inline 1583 show high-frequency anomaly 60 Hz this phenomena show that the reservoir thickness is thin and indicated containing gas fluid."

"Penelitian dilakukan pada lapangan 'Sandara' yang terletak kurang lebih 22 km di sebelah timur laut kota Cepu pada Cekungan Jawa Timur Utara. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi perbedaan batupasir formasi Ngrayong pada horison L1 dan L5 serta mengetahui karakteristik reservoar batupasir tersebut dengan memanfaatkan data seismik 3D yang dianalisis dengan metode inversi seismik impedansi akustik berbasis model dan data log sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04, dan SAN-07 yang di analisis petrofisika dengan metode determin. Hasil menjelaskan bahwa batu pasir pada area sekitar sumur SAN-01, SAN-02 dan SAN-04 yang terdapat di sebelah barat laut area penelitian merupakan reservoar dengan kandungan lempung bernilai antara 30 - 50%, saturasi air antara 60 - 70%, dengan porositasnya bernilai 15 - 20%, permeabilitasnya bernilai lebih dari 250 mD, dan nilai impedansi akustiknya kurang dari 7000 m/s*gr/cc. Sedangkan area yang berada disekitar sumur SAN-07 mengarah sebelah tenggara area penelitian mendeskripsikan reservoar dengan nilai kandungan lempung bernilai rendah yaitu 30%, namun nilai saturasi air bernilai cukup tinggi mendekati 90%, nilai porositasnya lebih rendah yaitu sebesar 10%, permeabilitasnya juga lebih rendah bernilai dari 163 mD dan nilai impedansi akustiknya lebih dari 8000 m/s*gr/cc. Berdasarkan hasil analisa petrofisika dan inversi impedansi akustik, rekomendasi titik bor selanjutnya dapat disarankan pada daerah yang dangkal (di area puncak antiklin), memiliki nilai impedansi di bawah 7000 m/s*g/cc dan berada di sekitar sumur SAN-01, SAN-02, SAN-04.

---

The study has been held in 'Sandara' field which located approximately 22 km in the northeast of Cepu region, Northeast Java Basin. The purpose of this study are to identify differences in the sandstone formations of Ngrayong L1 and L5 horizon and to determine the characteristics of the sandstone reservoir by utilizing 3D seismic data that is analyzed with acoustic impedance seismic inversion method based on model and log data from SAN-01, SAN-02, SAN-03, and SAN-04 wells in petrophysical analysis by determin method. The results is the sandstone around SAN-01, SAN-02, and SAN-04 wells have composition of shale volume is between 30 - 50%, water saturation is between 60 - 70%, the porosity value is between 15 - 20%, the permeability is above 250 mD, and the acoustic impedance is bellow 7000 m/s*gr/cc. Meanwhile, the area around SAN-07 well or the area which is located in the southeast direction of the study area have composition of shale volume is around 30%, water saturation is almost 90%, the porosity value is near 10%, the permeability is at 163 mD, and the acoustic impedance is above 8000 m/s*gr/cc. Based on the petrophysical analysis and the acoustic impedance seismic inversion results, the recommendations of the next drilling point are suggested in the crest of the anticline area and have an impedance value below 7000 m/s*g/cc, and located near the SAN-01, SAN-02, SAN-04 wells."

"Pemodelan persebaran batu pasir yang dilakukan pada lapangan F3 Netherland bertujuan untuk melihat distribusi batu pasir secara lateral pada daerah reservoar. Data yang digunakan adalah data seismik 3D dan data sumur. Data seismik 3D memiliki cakupan areal seluas 384 km2 dengan jumlah inline 551 dan xline 651 sedangkan data sumur yang tersedia hanya empat buah. Data seismik dijadikan sebagai dasar pembuatan model struktur lapisan bawah permukaan yang digunakan sebagai batas dari pemodelan. Persebaran batu pasir didalam reservoar dilakukan berdasarkan model properti petrofisika pada data sumur yang didistribusikan dengan pendekatan geostatistik metode Sequential Indicator Simulation. Metode ini sangat mempertahankan adanya hubungan antar ruang (korelasi spasial) dari data sample dengan daerah yang tidak mempunyai data. Pada proses pemodelan ini telah dibagi menjadi empat zona yaitu zona FS8, FS7, Truncation dan zona MFS4. Pada zona FS8 memiliki distribusi batu pasir sekitar 43.94% dan zona FS7 memiliki distribusi batu pasir sekitar 27.5%. Sedangkan pada zona Truncation dan MFS4 memiliki distribusi persebaran shaly sand masing-masing sebesar 75% dan 25%.

---

The objective of the sandstone distribution modeling is to define the sandstone distribution laterally in reservoar zone. 3D seismic and well data was used in this research. The scope area of 3D seismic data is about 384 km2 with total of 551 inline and 651 xline while there were only four well data. Seismic data is used to describe the structural model of geometrical subsurface to define the model boundary. The sandstone distribution in reservoir is performed based on the property model from well data, which distributed using geostatistical approach Sequential Indicator Simulation method.

This method preserve the relation of spatial correlation between the data sample with another area. The distribution process in this study were devided into four zones, namely FS8, FS7, Truncation and MFS4. The sandstone distribution in FS8 is about 43.94% and 27.5% in FS7. While the percentage of Shaly sand distribution in Truncation and MFS4 zone respectively is about 75% and 25%. "

"ABSTRAKCekungan Kutai terletak di Kalimantan Timur di mana formasi yang telah terbukti menjadi reservoir minyak adalah Formasi Balikpapan. Formasi Balikpapan adalahdiendapkan di lingkungan delta. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengelompokkan batu pasir reservoir Formasi Balikpapan berdasarkan karakter geologi mikroskopis untuk memperkirakan kualitas reservoir berdasarkan porositas, interkoneksi pori-pori, dan diagenesis proses menggunakan petrografi bagian tipis, difraksi sinar-X (XRD), dan pemindaian metode mikroskop elektron (SEM). Hasil penelitian menunjukkan bahwa Formasi Balikpapan adalah didominasi oleh batupasir sublitharenite. Proses diagenesis batupasir termasuk pemadatan, sementasi, penggantian, dan pembubaran. Dari total 15 sampel yang memiliki 4 zona kedalaman berbeda, batupasir dapat dikelompokkan menjadi 3 batuan reservoirkelompok.

---

ABSTRACTThe Kutai Basin is located in East Kalimantan where the formation that has proven to be an oil reservoir is the Balikpapan Formation. Balikpapan Formation is deposited in a delta environment. The purpose of this study is to classify the Balikpapan Formation reservoir sandstone based on microscopic geological character forestimate reservoir quality based on porosity, pore interconnection, and process diagenesis using thin section petrography, X-ray diffraction (XRD), and scanning electron microscopy (SEM) methods. The results showed that the Balikpapan Formation was dominated by sublitharenite sandstones. The processes of sandstone diagenesis include compaction, cementation, replacement, and dissolution. From a total of 15 samples which has 4 different depth zones, sandstones can be grouped into 3 reservoir rocks group."

"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."

"Telah dilakukan penelitian di lapangan "SG" pada Formasi Talang Akar Sub-Cekungan Jambi dengan studi inversi Acoustic Impedance (AI) dan Elastic Impedance (EI) untuk mengkarakterisasi reservoar. Struktur geologi yang berkembang disekitar daerah penelitian merupakan tinggian Sungai Gelam yang memiliki arah timurlaut (NE) - baratdaya (SW) dengan fasies fluvial pada Formasi Lower Talang Akar dan shallow marine pada Formasi Upper Talang Akar. Metode AI yang melibatkan kecepatan gelombang P (VP) dan densitas menjadi kurang sensitif untuk kehadiran fluida. Untuk itu dilakukan metode EI dengan melibatkan kecepatan gelombang P (VP), kecepatan gelombang S (VS), dan densitas sehingga lebih sensitif terhadap kehadiran fluida. Metode AI di lakukan pada data seismik post stack yang diinversi menghasilkan Volume AI untuk mengetahui lithology sedangkan metode EI dilakukan pada data seismik pre-stack dalam bentuk gather yang di mulai dengan super gather, kemudian merubah domain offset menjadi sudut (angle gather) dan menghasilkan data seismik near angle stack dan far angle stack yang selanjutnya diinversi menghasilkan volume EI near dan far untuk mengetahui sebaran fluida gas dengan pemilihan zona gas berdasarkan crossplot hasil inversi EI near dan far. Di dapatkan hasil pada penampang AI, zona sand berada pada nilai 20.500 ft/s*g/cc sampai dengan 29.000 ft/s*g/cc dan hasil crossplot inversi EI near dan far pada zona sand yang berpotensi mengandung gas didapatkan ketika nilai EI far lebih kecil dibandingkan nilai EI near. Sebaran reservoar yang berpotensi mengandung gas berada di sebelah barat daya sampai ke utara daerah penelitian ini.

---

Acoustic Impedance (AI) and Elastic Impedance (EI) inversion study had been done on “SG” field on Talang Akar Formation, Sub-Basin Jambi for reservoir characterization. Geological structure that developed in this study area is a Sungai Gelam high which has North East (NE) – South West (SW) direction with fluvial facies in Lower Talang Akar Formation and also shallow marine facies in Upper Talang Akar Formation. AI method which involve P-wave velocity and density is insensitive to fluid. Thus, EI method which involve P-wave velocity, density and S-wave velocity implemented to made more sensitive to fluid presence. AI method had been done on seismic post stack data which inverted to AI volume to understand lithology of the field while EI method had been done on pre-stack seismic data gather which starts with super gather, then transform offset domain to angle domain and generate seismic near angle stack and far angle stack herein after inverted to generate EI volume near and far to perceive gas fluid distribution by gas zone selection based on crossplot inversion result of EI near and far. The result on AI section, sand zone is on 20,500 ft/s*g/cc up to 29,000 ft/s*g/cc and result of crossplot inversion EI near and far on sand zone, which potentially contain gas, obtained when EI far smaller than EI near. Reservoir distribution and potentially contain gas is on South-West to North of this area."

"Penelitian dilakukan pada reservoir batupasir di Lapangan "Deju" Formasi Talang Akar, Sub Cekungan Ciputat, Jawa Barat Utara. Struktur geologi yang berkembang di daerah penelitian adalah setengah graben dengan fasies pengendapan yang berkembang dari endapan fluvio-delta hingga endapan laut dangkal di puncak formasi Talang Akar. Karakterisasi waduk di lapangan sangat penting terutama dalam menentukan zona prospek waduk yang akan dikembangkan. Oleh karena itu, identifikasi sebaran litologi batuan reservoir dilakukan dengan menggunakan metode inversi seismik post stack dan sifat fisik reservoir menggunakan analisis petrofisika dapat memudahkan interpreter dalam mengkarakterisasi suatu reservoir. Metodologi penelitian meliputi pengolahan data seismik dan wireline logging, interpretasi horizon dan sesar, pembuatan peta struktur waktu, inversi seismik, dan analisis parameter petrofisika. Dengan metode inversi impedansi akustik seismik didapatkan bahwa trend sebaran reservoir batupasir hanya terkonsentrasi disekitar cekungan dengan range nilai impedansi akustik berkisar antara (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). Dalam perhitungan petrofisika diketahui bahwa sumur LL1 dan LL3 memiliki prospek hidrokarbon yang relatif baik, sedangkan sumur LL4 merupakan sumur prospek non hidrokarbon (dry hole).

---

The research was conducted at a sandstone reservoir in the "Deju" Field of the Talang Akar Formation, Ciputat Sub Basin, North West Java. The geological structure that develops in the study area is a half graben with depositional facies that develops from fluvio-deltaic deposits to shallow marine deposits at the top of the Talang Akar formation. Reservoir characterization in the field is very important, especially in determining the zone of the reservoir prospect to be developed. Therefore, identification of reservoir rock lithology distribution is carried out using post stack seismic inversion method and reservoir physical properties using petrophysical analysis can facilitate interpreters in characterizing a reservoir. The research methodology includes seismic data processing and wireline logging, interpretation of horizons and faults, creation of time structure maps, seismic inversion, and analysis of petrophysical parameters. With the seismic acoustic impedance inversion method, it is found that the distribution trend of the sandstone reservoir is only concentrated around the basin with a range of acoustic impedance values ​​ranging from (8600 - 11000) (m / s) * (g / cc). In petrophysical calculations, it is known that LL1 and LL3 wells have relatively good hydrocarbon prospects, while LL4 wells are non-hydrocarbon prospects (dry hole)."

"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)).

"

"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."