Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Metode seismik merupakan suatu metode geofisika yang hingga saat ini merupakan metode dipercaya dapat memberikan gambaran bawah permukaan dari suatu lapangan. Seismik inversi adalah salah satu dari banyak metode yang digunakan untuk karakterisasi reservoar. Dengan menggunakan inversi seismik simultan mampu mendapatkan jawaban yang lebih pasti dengan cara menganalisa impedansi P, impedansi S dan densitas. Lapangan X, pada zona dangkal merupakan zona produksi yang cukup menjanjikan. Sehingga, pengembangan pada zona ini cukup gencar. Namun, beberapa kali prediksi reservoar meleset dikarenakan lapisan coal yang melimpah. Sebelum melakukan analisa inversi seismik simultan, perlu diketahui terlebih dahulu hubungan sifat fisik batuan (Zp, Zs, VpVs, lamda-rho dan mhu-rho) dengan properti batuannya (densitas dan porositas). Studi kelayakan dilakukan dengan cara melakukan cross plot parameter fisik batuan untuk dapat mendefinisikan litologi dan fluida yang ada. Selanjutnya well-seismic tie dilakukan untuk mendapatkan korelasi dan koherensi antara data dari log sumur dengan data seismik. Interpretasi horison, struktur dan pembuatan model frekuensi rendah dilakukan untuk memahami keadaan geologi dari daerah penelitian. Pada akhirnya, inversi seismik simultan dapat dilakukan dengan tepat. Hasil dari analisa inversi seismik simultan adalah kisaran nilai Zp, Zs dan Dn untuk mengkarakterisasi reservoar. Selain itu, analisa mengenai LMR (lamda-mhurho) juga dilakukan untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Sehingga, persebaran reservoar pada daerah penelitian dapat diketahui.

---

Seismic is one of the methods in geophysics that until now still reliable for sub-surface imaging and interpretation of a field. Seismic inversion is one of the methods to characterize the reservoir. Using simultaneous seismic inversion, analyzing the P-impedance, S-impedance and density can be more convenient and certain.

X Field, especially in the shallow zone is a promising production zone. Hence, development in this zone is very incentive. Unfortunately, miss prediction sometimes happens due to coal layer that abundant. Relationship between rock physic (Zp, Zs, Vp/Vs, lamda-rho and mhu-rho) and rock property (density and porosity) must be understood prior to simultaneous seismic inversion analysis. Feasibility study was conducted by cross plotting among some parameters to define the lithology and fluids.

Well-seismic tie was conducted to have a good correlation and coherency between well-log data and seismic data. Horizon, structural interpretation and low frequency model were performed to have geological understanding of research area. The result of series steps previously then analyzed to have a good quality data. Eventually, the simultaneous seismic inversion can be performed in a proper way.

Result of the simultaneous seismic inversion analysis is a value of Zp, Zs and Dn for reservoir characterization. Moreover, LMR (lamda-mhu-rho) analysis can be performed to give more preferable result. Eventually, the distribution of gas-sand reservoir can be understood."

"Membangun suatu model geologi dan mengkarakterisasi reservoir karbonat Miocene di Asia Tenggara merupakan suatu tantangan. Banyaknya sistem deposisi sedimen ditambah struktur yang kompleks dapat mempengaruhi hasil pemodelan, khususnya disebabkan oleh modifikasi porositas dan transformasi permeabilitas karbonatnya. Karakterisasi reservoir dilakukan untuk mengetahui karakter batuan reservoir, litologi, serta kandungan fluida dengan menggunakan metode inversi simultan dan LMR (Lambda-Mu-Rho). Metode inversi Simultan memiliki kelebihan yaitu dapat menghasilkan impedansi-S, sehingga sifat elastik batuan dapat diketahui. Selain itu, dengan metode LMR, dapat dihasilkan model Mu-Rho dan Lambda-Rho yang dapat menjelaskan litologi dan kandungan fluida. Objek penelitian ini adalah blok ?SS? pada Basin Sumatra Utara di provinsi Aceh, Indonesia dengan reservoir yang didominasi limestone berbentuk build-up pada formasi Peutu. Penelitian ini menggunakan data seismik gather 3D PSTM dengan kontrol 4 sumur berbeda. Data gather dibagi ke dalam tiga domain sudut berbeda (near angle, mid angle, dan far angle) untuk menganalisis pengaruh sudut datang gelombang. Analisis pra-inveri menunjukkan nilai error yang minimum, ± 3.5 % untuk model impedansi-P, dan ± 2.3 % untuk model impedansi-S. Hasil analisis terintegrasi menunjukkan bahwa daerah prospek dapat diketahui dan berada pada build-up formasi Peutu di sekitar sumur SS-09. Daerah tersebut merupakan daerah porous dengan nilai 9000-12500 m/s*g/cc pada model impedansi-P dan 4500-7200 m/s*g/cc pada model impedansi-S. Zona potensial tersebut berada pada litologi limestone dengan nilai Mu-Rho 35-53 GPa*g/cc dan terdapat kandungan gas dengan nilai Lambda-Rho 30-50 GPa*g/cc.

---

Building geological model and reservoir characterization of Lower Miocene carbonate reservoir in South East Asia region is a huge challenge. Dynamic depositional system of sediments combined with complex structures give a certain degree of complication in reservoir properties, especially due to carbonate?s porosity modification and change in permeability transform. The objective of reservoir characterization are to determine the reservoir properties, lithology, and fluid content by using simultaneous inversion and LMR (Lambda-Mu-Rho). The ability to determine rocks? elastic properties is an advantage of simultaneous inversion from its shear impedance model. Besides, LMR will provide Lambda-Rho to determine fluid content, and Mu-Rho for lithology. The object of this study is ?SS? field in North Sumatra Basin which located in Aceh Province, Indonesia. Peutu formation is the reservoir in this Basin, dominated by build-up limestone. This study use 3D PSTM seismic gather with 4 different wells as a control. Seismic gather then transformed into three different angle gathers (near angle, mid angle, and far angle) to analyze the effect of angle of incident. Inversion analysis shows the minimum error, ± 3.5 % for Zp, and ± 2.3 % for Zs. Integrated analysis indicate that potential zone is identified in Peutu build-up near SS-09 well. The area are porous with 9000-12500 m/s*g/cc in Zp model and 4500-7200 m/s*g/cc in Zs model. Lithology of the potential zone is a limestone with 35-53 GPa*g/cc in Mu-Rho and gas shown with 30-50 GPa*g/cc in Lambda-Rho."

"Lapangan "IM" merupakan salah satu lapangan eksplorasi minyak dan gas bumi yang berada di Cekungan Sumatera Utara. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini ditemukan hidrokarbon berupa gas condensate. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir dalam hal persebaran litologi dan kandungan fluidanya. Penelitian mencakup target reservoir karbonat yang berada pada Middle Miocene Malacca Limestone. Data yang digunakan dalam penelitian ini, yaitu data seismik 3D dan dua data sumur. Metode inversi simultan diterapkan untuk mengolah data agar tujuan penelitian dapat tercapai. Metode inversi simultan menghasilkan model Impedansi P (Zp), Impedansi S (Zs), dan Densitas. Didapatkan hasil pada reservoir gas nilai impedansi P (Zp) sekitar 16542-18917 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 8375 (ft/s*g/cc) sedangkan pada reservoir air nilai impedansi P (Zp) sebesar 21292-23667 (ft/s*g/cc) dan impedansi S (Zs) sekitar 18500-20525 (ft/s*g/cc). Hasil tersebut kemudian ditransformasi menjadi parameter Lame. Parameter Lame merupakan parameter elastik yang terdiri dari Lambda-Rho dan Mu-Rho. Masing-masing parameter tersebut menjelaskan mengenai sifat inkompressibilitas fluida dan kekakuan batuan. Hasil penelitian menunjukkan persebaran reservoir yang memiliki arah orientasi Barat Laut-Tenggara.

---

The "IM" field is an oil and gas exploration field located in the North Sumatra Basin. It was previously identified that in this field hydrocarbons were found in the form of gas condensate. This study aims to characterize the reservoir in terms of lithological distribution and fluid content. The research includes carbonate reservoir targets located in Middle Miocene Malacca Limestone. The data used in this study are 3D seismic data and two well data. Simultaneous inversion method is applied to process data so that research objectives can be achieved. The simultaneous inversion method produces P-Impedance (Zp), S-Impedance (Zs), and Density models. The results show that in the gas reservoir the P (Zp) impedance value is around 16542-18917 (ft/s*g/cc) and the S (Zs) impedance is around 8375 (ft/s*g/cc) while in the water reservoir the P impedance value (Zp ) of 21292-23667 (ft/s*g/cc) and the impedance S (Zs) is around 18500-20525 (ft/s*g/cc). The results are then transformed into the Lame parameter. The Lame parameter is an elastic parameter consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Each of these parameters explains the fluid incompressibility and rock stiffness. The results showed that the reservoir distribution had an North West-South East orientation."

"Telah dilakukan studi inversi Simultan untuk karakterisasi reservoar batu pasir di formasi Lower Pematang. Parameter elastis yang dapat dihasilkan dari inversi Simultan diantaranya adalah impedansi P, impedansi S, dan Vp/Vs, Hasil uji sensitivitas pada data sumur menunjukkan bahwa Impedansi Akustik dan Vp/Vs dengan parameter utama Vcl, porositas dan saturasi air dapat memisahkan litologi dengan baik, akan tetapi tidak mampu memisahkan fluida karena separasi yang minim. Sehingga pada studi ini, mengacu pada parameter hasil uji sensitivitas, dilakukan inversi untuk memisahkan litologi dan pesebaran reservoir batupasir berdasarkan Impedansi Akustik AI dan Vp/Vs. Pasir yang berporositas tinggi memiliki nilai Vp/Vs lebih rendah dibandingkan dengan batupasir berporositas rendah. Pada reservoir target batu pasir berporos tinggi memiliki nilai Vp/Vs 1,4 ndash;1,8. Pada formasi Lower Pematang didapatkan nilai porositas berkisar diantara 10 sampai 18 . Nilai kuantitatif ini dapat dijadikan sebagai reservoar sand yang cukup baik yang tersebar juga di daerah sumur, sedangkan ke arah barat, nilai porositasnya semakin mengecil. Nilai porositas yang tinggi disekitar sumur didukung oleh nilai yang rendah untuk AI dan Vp/Vs.

---

Simultaneous inversion studies were performed to characterize the sandstone reservoir in the Lower Pematang formation. The elastic parameters that can be produced from Simultaneous inversion include P impedance, S impedance, and Vp Vs, results of a sensitivity test on the well data shows that Acoustic Impedance and Vp Vs with the main parameters of VCL, porosity and water saturation can separate the lithological well, but not able to separate the fluid due to minimal separation. So in this study, referring to the parameters of the sensitivity test results, an inversion is conducted to separate the lithology and the spread of the sandstone reservoir based on the Acoustic Impedance AI and Vp Vs. High porous sand has a lower Vp Vs value compared to low porous sandstones. The high porous sandstone target reservoir has a value of Vp Vs 1.4 to 1.8. In the formation of Lower Pematang obtained porosity value ranges between 10 to 18 . This quantitative value can be used as a reservoir sand are quite well spread also in the area of the well, while to the west, the value of porosity has narrowed. High porosity values around the well are supported by low values for AI and Vp Vs."

"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."

"Simultaneous inversion is one of the seismic method which can be used to characterize reservoirs that may also serve as a rock source. In this research, the characterization of shale reservoir is done on the field TAF, in North Sumatra basin with Lower Baong formation as the target formation. A P impedance parameter on the simultaneous inversion method is used to identify the existence of fluids while S Impedance parameter is used to identify the lithology of the target zone. The analysis of the simultaneous inversion is done using partial angle stack method, that which consists of the near angle stack 1 19, the mid angle stack 19 36 and the far angle stack 36 53. The result of the analysis of the gas chromatography of the well data states that there are 2 layers of lithologies on the Baong Formation that which have the indications of hydrocarbon with each layer having the thickness of less than 5 meters. The result of the simultaneous inversion is obtained, with the value of P impedance ranging from 4000 8000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 1500 3000 m s gr cc and the value of density ranging from 2.2 2.5 g cc. These three values are assumed to correlate with the layer that is dominated by shale. The value of P impedance ranging from 8000 12000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 3000 5700 m s gr cc and the density value ranging from 2.5 2.75 g cc are also obtained that which are situated on the bottom of the Lower Baong formation near the top Belumai and are assumed to correlate with the other lithology that which is dominated by sandstone and carbonate. However, the result of the inversion of P Impedance and the Lambda Rho transformation, as well as the crossplot analysis of AI vs SI and the crossplot of LMR, has no indication of hydrocarbon fluids."

"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."

"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."

"Karakterisasi reservoar hidrokarbon merupakan serangkaian proses yang meliputi interpretasi, analisis, serta evaluasi sebuah reservoar berdasarkan data geologi dan geofisika. Suatu reservoir hidrokarbon dapat diklasifikasikan sebagai suatu reservoar yang berkarakter ekonomis untuk eksplorasi dan produksi jika proses karakterisasi reservoir dilakukan dengan tepat secara kualitatif dan kuantitatif. Integrasi data geologi dan geofisika dapat bermanfaat bagi karakterisasi reservoar melalui pemanfaatan metode inversi seismik. Keberadaan hidrokarbon di Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan dianalisis menggunakan inversi seismik yang menggunakan data full-stack seismic secara model-based. Implementasi metode inversi model-based menggunakan properti seismik, yaitu impedansi akustik. Dengan mengintegrasi data sumur, dapat dihasilkan properti fisika batuan, seperti impedansi akustik gelombang-P (Zp) dan kecepatan gelombang-P (Vp). Pemanfaatan impedansi akustik dengan memperhatikan hasil analisis wavelet yang tepat untuk melaksanakan proses inversi dapat bermanfaat untuk melakukan prediksi litologi bawah permukaan penyusun reservoar hidrokarbon. Hasil inversi impedansi akustik dapat dielaborasikan untuk mendelineasi litologi sand dan shalesecara umum pada lingkungan pengendapan berupa delta-fluvial. Prediksi litologi melalui ketersediaan data Sumur BUDAPEST, CANNES, dan DEBRECEN pada reservoar pada studi penelitian ini berhasil memprediksi litologi berupa sand (Class 1) sebesar 40.89%, sand (Class 2) sebesar 38.08%, shale sebesar 37.20%, serta karbonat sebesar 53.34%.

---

Hydrocarbon reservoir characterization is a series of processes that include interpretation, analysis, and evaluation of a reservoir based on geological and geophysical data. A hydrocarbon reservoir can be classified as a reservoir with economical characteristics for exploration and production if the reservoir characterization process is carried out qualitatively and quantitatively. The integration of geological and geophysical data can be useful for reservoir characterization through the use of the seismic inversion method. The presence of hydrocarbons in the Talang Akar Formation, South Sumatra Basin was analyzed using seismic inversion which uses model-based, from full-stack seismic data. The implementation of the model-based inversion method uses acoustic impedance as the property. By integrating well data, rock physics properties can be generated, such as P-wave acoustic impedance (Zp) and P-wave velocity (Vp). Utilization of acoustic impedance by taking into account the results of the appropriate wavelet analysis to carry out the inversion process can be useful for predicting subsurface lithology making up hydrocarbon reservoirs. The results of acoustic impedance inversion can be elaborated to delineate sand and shale lithologies in general in delta-fluvial depositional environments. The lithology prediction through the availability of data on the BUDAPEST, CANNES, and DEBRECEN wells in the reservoir of research in this study succeeded in predicting lithology in the form of 40.89% sand (Class 1), 38.08% sand (Class 2), 37.20% shale, and 53.34% carbonate."