Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan Jawa Timur atau yang biasa dikenal dengan Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan mature yang telah berkontribusi banyak terhadap komoditi migas di Indonesia. Formasi Ngimbang merupakan salah satu Formasi penyusun Cekungan Jawa Timur yang diperkirakan merupakan penghasil 95% hidrokarbon pada sistem perminyakan regional yang ada (Mudjiono & Eko Pireno, 2002). Salah satu bagian dari formasi ini adalah Anggota Ngimbang Klastik, yang memiliki potensi ganda, baik sebagai source rock maupun reservoir rock, tergantung pada variasi fasies, litologi, dan kondisi diagenetiknya (Dwi Nugraha et al., 2016). Untuk mengoptimalkan eksplorasi dan eksploitasi dari cekungan ini, perlu dilakukan banyak penelitian untuk mengamati aspek geologis dari cekungan, salah satunya adalah analisis fasies dan lingkungan pengendapan. Penelitian ini mengintegrasikan beberapa data berupa data log sumur, laporan deskripsi core dan cutting, laporan biostratigrafi, serta peta bawah permukaan (isopach map dan depth structure map) dari delapan sumur eksplorasi yang terletak di North Madura Platform, Blok Ketapang, Jawa Timur. Berdasarkan hasil analisis, pola elektrofasies symmetrical, serrated, bell-shape, dan cylindrical teridentifikasi. Dari integrasi data-data yang ada, didapat asosiasi fasies berupa subtidal flat, marsh/swamp, tidal channel, mudflat, dan shallow marine shelf yang terendapkan di lingkungan tide-dominated estuari dan lagoon / protected marine, dengan arah dominan endapan yang cenderung mengarah ke laut (basinward) di sebelah timur.

---

The East Java Basin is one of the mature basins that has contributed much to the oil and gas commodity in Indonesia. The Ngimbang Formation is one of the constituent formations of the East Java Basin which is estimated to produce 95% of the hydrocarbons in the existing regional petroleum system (Mudjiono & Eko Pireno, 2002). One part of this formation is the Ngimbang Klastik Member, which has dual potential, both as source rock and reservoir rock, depending on variations in facies, lithology, and diagenetic conditions (Dwi Nugraha et al., 2016). To optimize the exploration and exploitation of this basin, it is necessary to conduct many studies to observe the geological aspects of the basin, one of which is the analysis of facies and depositional environment. This study integrates several data such as well log data, core and cutting description reports, biostratigraphy reports, and subsurface maps (isopach map and depth structure map) of 8 exploration wells that is located on the North Madura Platform, Ketapang Block, East Java. Based on the analysis, symmetrical, serrated, bell-shape, and cylindrical electrofacies patterns were identified. From the integration of existing data, facies associations of subtidal flat, marsh/swamp, tidal channel, mudflat, and shallow marine shelf were obtained, which were deposited in tide-dominated estuary and lagoon/protected marine environments with the dominant direction of deposits tending to be basinward in the east."

"ABSTRAKPemodelan fasies karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geologi dan data geofisika. Penelitian ini difokuskan pada analisis seismik fasies dan lingkungan pengendapan. Formasi target pada studi ini adalah Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Formasi Kujung merupakan Formasi yang terdiri atas batuan karbonat. Formasi Ngimbang mampu menjadi reservoar minyak yang baik seperti yang telah ditembus oleh sumur-sumur di lepas pantai Jawa Timur. Namun kajian mengenai Formasi Ngimbang masih terbatas dan belum komprehensif sehingga harus diangkat potensi-potensi pada formasi tersebut dengan pendekatan seismik stratigrafi, ditambah dengan data sumur yang telah menembus Formasi Ngimbang. Dengan menggunakan seismic fasies sebagai acuan diharapkan dapat mengetahui potensi-potensi baru Batuan Karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Untuk itu pada penelitian ini, dilakukan pemodelan facies karbonat. Hasil analisis memperlihatkan tiga fasies pada interval target yaitu: Fasies wackstone-grainstone coraline reffal dengan arah relatif berarah barat-timur, Fasies mudstone-packstone lagoonal dengan arah relative barat-timur,fasies grainstone dolomite tidal, yang berarah relative barat-timur. Pada fasies wackstone-grainstone coraline reffal, merupakan transgresive reef system, dimana pertumbuhan reef mengikuti kenaikan muka air laut relative. Analisis lebih lanjut pada seismik fasies dapat disimpulkan bahwa Formasi Ngimbang didominasi oleh fasies reefal.

---

ABSTRACTCarbonate rock is an important reservoir rock in Indonesia. North East Java Basin has several carbonate reservoir which still productive. This research focused on seismic facies analysis and depositional environtment. This study is conducted integrating geological and geophysical method for evaluating carbonate reservoir in Kujung and Ngimbang Formation. Kujung Formation consist of carbonate rocks. Ngimbang Formation capable of being good reservoir but the study of Ngimbang Formation is still limited and not comprehensible. Structure experience aggradation in the northern part and prograding unit to the south. Facies mapping of the Ngimbang and Kujung formation as presented in the study area suggested that the facies distribution is not as important as fault intensity to control the reservoir quality. Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies but the presence of intensive micrite and stylolite suggested that late diagenetic process occurred and really influence reservoir quality. As also from facies analyses in the Well JPL indicated that Kujung Formation is having reefal to fore reef depositional environment. From this point of view, the area of interest is the area where fault intensity are high. The top structure of Ngimbang Formation at the present time is higher towards eastern part, Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies. "

"Formasi Ngimbang memiliki reservoir berupa batuan karbonat. Batuan karbonat memiliki kesulitan yang lebih khususnya pada reservoir hidrokarbon. Untuk mendukung kegiatan hal tersebut dibutuhkan pemahaman kondisi geologi di wilayah Cekungan Jawa Timur, salah satunya adalah studi mengenai fasies dan lingkungan pengendapan. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah deskripsi batuan inti, deskripsi petrografi, dan interpretasi log sumur. Data yang digunakan berupa 3 sumur dengan 30 sampel sayatan tipis. Dari analisis tersebut, didapatkan 6 fasies, yaitu mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, dan shale dengan 3 asosiasi fasies, yaitu platform interior – open marine, platform-margin sand shoals, dan platform interior – restricted

---

The Ngimbang Formation has a reservoir of carbonate rocks. Carbonate rocks have more difficulties, especially in hydrocarbon reservoirs. To support these activities, it is necessary to understand the geological conditions in the East Java Basin area, one of which is the study of facies and depositional environments. The methods used in this study are core rock description, petrographic description, and well log interpretation. The data used were 3 wells with 30 thin section samples. From the analysis, 6 facies were obtained, namely mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, and shale with 3 facies associations, namely platform interior - open marine, platform-margin sand shoals, and platform interior - restricted."

"Keberadaan sistem panas bumi daerah gunung Rajabasa, Lampung Selatan dapat di identifikasi dengan keberadaan struktur geologi yang mengontrol daerah tersebut. Metode gayaberat merupakan metode yang tepat dalam menentukan keberadaan struktur geologi di bawah permukaan bumi. Metode tersebut mampu mendeteksi struktur geologi di bawah permukaan, seperti adanya struktur patahan. Identifikasi keberadaan dan jenis struktur patahan menggunakan prosesing lanjutan seperti analisis metode Horizontal Gradient (HG) dan Second Vertical Derivative (SVD). Metode tersebut mampu mengetahui kontak vertikal antara bodi di bawah permukaan bumi dan menghasilkan peta kontur anomali. Peta kontur yang dihasilkan di gabungkan dengan hasil analisis metode Euler Deconvolution (ED) untuk mendeteksi perkiraan kedalaman anomali tersebut. Metode. Hasil yang didapatkan terdapat beberapa patahan yang terlihat dari peta kontur metode HG dan SVD baik yang sesuai data geologi maupun yang belum terintregasi data geologi dengan kedalaman berkisar 365 meter sampai dengan 1146 meter. Informasi hasil prosesing lanjutan data gayaberat diintegrasikan dengan model struktur geologi dan data geologi daerah penelitian.

---

The existence of a geothermal system in Rajabasa volcano, south Lampung can be identified by the presence of geological structures that control this area. Gravity method is an appropriate method to determine the presence of geological structures beneath the earth's surface. The method is able to detect subsurface geological structures, such as the fault structure. Identification of the presence and type of fault structures using advanced processing of gravity method such as analysis methods Horizontal Gradient (HG) and Second Vertical Derivative (SVD). The method is able to determine the vertical contact between the body below the earth's surface and produce the anomaly contour map.

Contour map produced in combination with the results of the analysis of Euler's method Deconvolution (ED) to detect depth estimates of the fault structure. Results in getting there are several faults are visible from a contour map both method HG and SVD either according to the data geological or that has not been integrated to the data geological with depths ranging from 365 meters to 1146 meters. information from the results of advanced processing gravity data are integrated by geological structures model and geological data area of research."

"Indonesia sebagai negara dengan penghasil batubara dengan jumlah yang tinggi, mengakibatkan produksi batubara yang terus meningkat, pemanfaatan akan sumberdaya ini terus bertambah seiring kebutuhan masyarakat di Indonesia terhadap energi. Oleh karena itu, hal ini perlu di seimbangkan dengan kegiatan eksplorasi berdasarkan pertimbangan kondisi geologi, serta estimasi sumberdaya batubara.Daerah penelitian mencakup Formasi Muara Enim yang terletak di Sub-Cekungan Palembang Tengah, Cekungan Sumatera Selatan. Formasi Muara Enim adalah formasi batuan tersier yang merupakan tempat penyimpanan terbesar batubara. Penelitian ini dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui kondisi geologi bawah permukaan melalui pemodelan geologi secara 2D & 3D berdasarkan hasil korelasi di setiap data bor menggunakan software MineScape 5.7 sehingga mengetahui kompleksitas kondisi geologi daerah penelitian untuk menentukan kualitas serta potensi batubara tersebut menjadi briket serta mengetahui total estimasi sumberdaya batubara daerah penelitian. Dalam menentukan estimasi batubara pada wilayah penelitian diperlukan metode geostatistika Inverse Distance Weight (IDW) untuk menginterpolasi ketebalan batubara di setiap seam, dan juga pada area yang tidak dilakuan pengeboran. Hasil dari penelitian ini adalah kompleksitas kondisi geologi daerah penelitian dengan model 2D dan 3D. Dengan mengetahui kompleksitas tersebut penulis dabat menentukan potensi batubara menjadi bricket dan juga estimasi sumberdaya batubara yang dapat di ekspolrasi.

---

Indonesia, as a country with a high Coal production, has seen a continuous increase in Coal production due to the growing energy needs of its people. Therefore, it is necessary to balance this with exploration activities based on geological considerations and Coal resource estimation. The research area encompasses the Muara Enim Formation, located in the Sub-Cekungan Palembang Tengah, South Sumatra Basin. The Muara Enim Formation is a tertiary rock formation and the largest Coal storage area. This study aims to understand the subsurface geological conditions through 2D and 3D geological modeling based on the correlation of data from each borehole, using MineScape 5.7 software. This will help determine the geological complexity of the research area, assess the quality and potential of Coal for briquette production, and estimate the total Coal resources in the research area. To estimate Coal resources in the research area, the geostatistical method Inverse Distance Weight (IDW) is used to interpolate Coal seam thickness in each seam and in areas where drilling has not been conducted. The results of this research provide insights into the geological complexity of the study area through 2D and 3D modeling. Understanding this complexity enables the author to determine the potential for Coal briquette production and estimate the Coal resources available for exploration. "

"Lokasi penelitian berada pada Formasi Cinambo wilayah Daerah Jatinunggal, Sumedang Jawa Barat. Pada lokasi ini, tersingkap dengan baik beberapa singkapan sepanjang Anak Sungai Ci Jaweu pada Desa Cibuyung dan Desa Cimanintin yang terbagi menjadi dua lintasan. Litologi penyusunnya adalah feldspathic wacke, allochemic mudstone, foraminiferal-packstone, foraminiferal-wackestone, dan batulanau. Porositas batuannya memiliki rentang poor – excellent (>25%). Berdasarkan pengamatan lapangan, pengukuran stratigrafi, dan analisis petrografi, lokasi penelitian tersusun atas Kelompok Fasies B, C, D, dan G yang terbagi lagi menjadi 7 anggota litofasies. Kelompok-kelompok fasies yang saling berasosiasi kemudian dikelompokan menjadi 3 asosiasi fasies yaitu Sandy-silt lobe distal, distal levee, dan distal silt-mud lobe. Analisis mikrofosil yang dilakukan, menunjukan lapisan pada lokasi penelitian memiliki umur Miosen Tengah/Miosen Akhir dan terendapkan pada lingkungan upper-lower bathyal. FormasiCinambo yang tersingkap pada daerah ini diinterpretasikan berada pada lingkungan kipas laut dalam bagian tengah (middle fan).

---

The research location is in the Cinambo Formation in the Jatinunggal Region, Sumedang, West Java. At this location, several outcrops along the Ci Jaweu River in Cibuyung Village and Cimanintin Village are well exposed and are divided into two tracks. Its constituent lithologies are feldspathic wacke, allochemic mudstone, foraminiferal-packstone, foraminiferal-wackestone, and siltstone. The rock porosity ranges from poor to excellent (>25%). Based on field observations, stratigraphic measurements, and petrographic analysis, the study site is composed of Facies B, C, D, and G which are further divided into 7 lithofacies. Facies groups that are associated with each other are then grouped into 3 facies associations namely distal Sandy-silt lobe, distal levee, and distal silt-mud lobe. The microfossil analysis performed showed that the layers at the study site are Middle Miocene/Lower Miocene and were deposited in an upper-lower bathyal environment. The Cinambo Formation exposed in this area is interpreted to be in the middle fan environment."

"Keberagaman litologi serta struktur sedimen yang terbentuk pada Formasi Jatiluhur dapat membantu menceritakan bagaimana kondisi dari lingkungan pengendapan pada saat proses pengendapan terjadi. Formasi Jatiluhur merupakan formasi yang terbentuk pada Miosen Tengah yang dibentuk oleh litologi berupa dominasi batulanau dan batupasir, disertai keberadaan batugamping pada beberapa tempat. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan litofasies dan fasies sedimentasi yang terbentuk pada bagian bawah dari Formasi Jatiluhur, serta menentukan lingkungan pengendapan yang terbentuk pada bagian bawah dari Formasi Jatiluhur. Penelitian ini menggunakan data hasil pengukuran penampang stratigrafi, serta analisis sampel batuan berupa analisis petrografi dan analisis mikropaleontologi. Hasil analisis mikropaleontologi untuk data umur relatif tidak dapat ditentukan, namun menghasilkan informasi kedalam dan lingkungan pengendapan pada daerah penelitian yang berada pada middle shelf hingga outer shelf. Sedangkan analisis petrografi dilakukan untuk melihat kandungan batuan dan menentukan nama batuan dari lapisan batuan pada daerah penelitian. Klasifikasi litofasies didasari dari karakteristik litologi pada daerah penelitian dan sebanyak delapan belas (18) litofasies pada daerah penelitian yang dapat diidentifikasi. Setelah itu ditentukannya satuan asosiasi fasies berdasarkan analisis litofasies, mikropaleontologi dan petrografi dan ditemukan adanya sembilan (9) asosiasi fasies yang terbentuk pada daerah penelitian. Asosiasi-asosiasi fasies yang ditemukan berupa endapan sandy-offshore transition; endapan offshore; endapan offshore transition hingga offshore; endapan shoreface hingga offshore transition; endapan muddy-offshore transition; endapan inner fan hingga mid-fan; endapan offshore; endapan inner fan; dan endapan mid-fan. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa daerah penelitian terbentuk lingkungan pengendapan yang mencerminkan lingkungan pengendapan berupa laut dangkal yang ditandai oleh lingkungan shoreface hingga laut dalam yang ditandai oleh lingkungan mid-fan.

---

The diversity of lithology and sedimentary structures that formed in the Jatiluhur Formation can help tell how the conditions of the depositional environment occurred during the deposition process. The Jatiluhur Formation is a formation formed in the Middle Miocene which is formed by lithology in the form of the dominance of siltstone and sandstone, accompanied by the presence of limestone in several places. This study aims to determine the lithofacies and sedimentation facies that form at the bottom of the Jatiluhur Formation, as well as determine the depositional environment that forms at the bottom of the Jatiluhur Formation. This study uses data from measurements of stratigraphic sections, as well as analysis of rock samples in the form of petrographic analysis and micropaleontological analysis. The results of the micropaleontological analysis for the relative age data cannot be determined, but it provides information on the depth and environment of deposition in the study area which is from the middle shelf to the outer shelf. Meanwhile, petrographic analysis is carried out to see the rock content and determine the rock name of the rock layers in the study area. The lithofacies classification is based on the lithological characteristics of the research area and as many as eighteen (18) identifiable lithofacies in the research area. After that, the facies association unit was determined based on lithofacies analysis, micropaleontology and petrography and it was found that there were nine (9) facies associations formed in the study area. The facies associations found were sandy-offshore transition deposits; offshore deposit; offshore transition to offshore deposits; shoreface to the offshore transition deposits; muddy-offshore transition deposits; inner fan to mid-fan deposits; offshore deposits; inner fan deposits; and mid-fan deposits. The results of this study indicate that the research area is formed a depositional environment which reflects the depositional environment in the form of shallow seas characterized by the shoreface to the deep sea which is characterized by the mid-fan environment."

"Cekungan Sumatra Selatan adalah salah satu wilayah yang memiliki potensi besar dalam cadangan minyak bumi dan gas, terutama di Formasi Talang Akar. Untuk mengoptimalkan eksplorasi dan produksi di cekungan ini, dibutuhkan studi yang melibatkan bidang geologi untuk menemukan dan mengembangkan potensi baru. Penelitian ini difokuskan pada Formasi Talang Akar Bagian Bawah, dengan menggunakan beberapa sumur bor di daerah penelitian. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis persebaran dari variasi litologi dan menganalisis fasies dan sistem pengendapan berdasarkan pola elektrofasies pada tiap sumur daerah penelitian dari batuan penyusun Formasi Talang Akar Bagian Bawah pada lapangan “X”. Metode yang digunakan dalam penelitian ini melibatkan data batuan inti dan data sumur. Kedua jenis data tersebut memiliki peran penting dalam mengkarakterisasi batuan penyusun yang terdapat di daerah penelitian. Analisis fasies dan sistem pengendapan digunakan untuk menggambarkan sifat dan lingkungan deposisi batuan, yang diambil dari data batuan inti yang akan digunakan sebagai validasi terhadap interpretasi data sumur atau elektrofasies. Hasil penelitian menunjukkan bahwa daerah penelitian dapat dibagi menjadi beberapa elemen yaitu, fluvial meandering channel, floodplain, tidal distributary channel, distributary mouth bar, dan delta front/marine shale. Elemen tersebut terendapkan pada dua sistem pengendapan yang berbeda, yaitu meandering system dan tide dominated delta system. Hasil interpretasi log gamma ray pada tiga sumur menunjukkan dua litologi utama: sandstone dan shale. Persebaran litologi dan pola penyusunannya dapat dikorelasikan antar sumur. Namun, satu tubuh sandstone tebal di dasar sumur B-1 tidak ada pada dua sumur lainnya. Secara vertikal, pola litologi dari log gamma ray menunjukkan beberapa tren, termasuk fase yang didominasi oleh sandstone dan fase yang didominasi oleh shale. Dalam penelitian ini, analisis fasies dan sistem pengendapan akan memberikan pemahaman yang mendalam tentang karakteristik batuan dan lingkungan deposisi di Lapangan “X”, Formasi Talang Akar Bagian Bawah. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan kontribusi atau sudut pandang baru terhadap kegiatan pengembangan lapangan minyak dan gas bumi pada daerah penelitian.

---

The South Sumatra Basin is one of the regions with significant potential for oil and gas reserves, especially within the Talang Akar Formation. To optimize exploration and production in this basin, a study involving the field of geology is needed to discover and develop new potentials. This research focuses on the Lower Talang Akar Formation, using several drilling wells in the research area. The objective of this study is to analyze the distribution of lithological variations and to analyze facies and deposition systems based on electrofacies patterns in each well within the research area of the Lower Talang Akar Formation in the "X" field. The methods employed in this research involve core rock data and well data. Both types of data play a crucial role in characterizing the constituent rocks present in the research area. Facies and deposition system analysis are used to depict the nature and depositional environment of the rocks, derived from core rock data, which will be used as validation for the interpretation of well data or electrofacies. The research results indicate that the research area can be divided into several elements, namely fluvial meandering channels, floodplains, tidal distributary channels, distributary mouth bars, and delta fronts/marine shales. These elements are deposited within two distinct deposition systems, namely the meandering system and the tide-dominated delta system. The interpretation results of the gamma-ray log in the three wells indicate two main lithologies: sandstone and shale. The distribution of lithology and its arrangement can be correlated between wells. However, a thick sandstone body at the base of well B-1 is not present in the other two wells. Vertically, the lithology pattern from the gamma-ray log indicates several trends, including phases dominated by sandstone and phases dominated by shale. In this study, facies and deposition system analysis will provide an in-depth understanding of rock characteristics and depositional environments in the "X" field of the Lower Talang Akar Formation. This research is expected to contribute new insights or perspectives to the development of oil and gas fields in the research area."

"Lapangan 'HD' merupakan lapangan gas di Cekungan Sunda yang dikembangkan sejak tahun 2006 dan telah membuktikan keberadaan hidrokarbon pada lapisan batupasir Formasi Talang Akar bagian atas. Formasi ini merupakan sedimen sedimen darat yang terendapkan sepanjang aliran sungai purba (paleochannel) berumur Oligosen Atas dan berpotensi sebagai lapisan reservoir yang baik. Aplikasi multi atribut seismik merupakan salah satu teknik yang dipakai dalam mengidentifikasi pola sebaran dan kualitas reservoir sedimen tersebut. Penerapan teknik multi atribut seismik pada Lapangan "HD" menghasilkan 7 atribut kombinasi terbaik yaitu Filter 55/60-65/70, Duadrature Trace, Log (inversion), Filter 35/40-45/50, Derivative, Y-Coordinate, dan Second Derivative dengan koefisien korelasi sebesar 0.612388. Hasil dari sebaran distributary channel pada 4 lapisan reservoir target diinterpretasikan masuk ke dalam lingkungan pengendapan upper delta plain dimana secara kualitas Lapisan Sand-A mempunyai porositas terbaik 18%, Sand-B sebesar 20%, Sand-C bernilai 28%, dan Sand-D sebesar 24%. Sedangkan dari identifikasi kawasan prospek hidrokarbon, Lapisan Sand-A mempunyai 5 kandidat prospek (A1, A2, A3, A4 dan A5), Lapisan Sand-B terdapat 6 kandidat prospek (B1, B2, B3, B4, B5 dan B6), Lapisan Sand-C mempunyai 5 kandidat prospek (C1, C2, C3, C4 dan C5), serta Lapisan Sand-D terdapat 7 prospek (D1, D2, D3, D4, D5, D6 dan D7). Hasil perhitungan sumberdaya hidrokarbon keempat lapisan reservoir didapatkan original oil inplace Sand-A sebesar 1,63 mmscf, Sand-B sebesar 2,47 mmscf, Sand-C sebesar 0,7 mmscf, dan Sand-D sebesar 7,07 mmscf.

---

"HD" fields is a gas field in Sunda Basin, it developed since 2006. The hydrocarbon existence in this field is proven at sandstone layers of the Upper Talang Akar Formation. Upper Talang Akar Formation is a terrestrial sediments, which is deposited along the ancient river (paleochannel) of Upper Oligocene age and this formation is potential to be a good reservoir. Multi attribute seismic application is a techniques used to identify the patterns of distribution and reservoir sediments quality. The application of multi attribute seismic techniques in the "HD" field produce 7 best attributes combination, they are Filter 55/60-65/70; Duadrature Trace; log (inversion); Filter 35/40-45/50; Derivative; YCoordinate; and second derivative with correlation coefficient 0.612388.

The result of the distributary channel in the 4 layers reservoir target are interpreted into the upper delta plain deposition environment. Sand-A layer has the best porosity about 18%, Sand-B by 20%, Sand-C around 28%, and Sand-D approximately 24%. Whilst the hydrocarbon prospect identification of the region, Sand-A layer have 5 prospects candidate (A1, A2, A3, A4, and A5), Sand-B layer have 6 prospects candidate (B1, B2, B3, B4, B5, and B6), Sand-C have 5 prospects candidate (C1, C2, C3, C4, and C5), and Sand-D have 7 prospects candidate (D1, D2, D3, D4, D5, D6, and D7). The results of hydrocarbon resources calculation from reservoir layer obtained original oil inplace. Sand-A layer has 1,63 mmscf, Sand-B 2,47 mmscf, Sand-C 0,7 mmscf, and Sand-D 7,07 mmscf."

"Besarnya ambiguitas dan kemungkinan dalam pemetaan bawah permukaan merupakan alasan utama dalam pengaplikasian berbagai macam teknik-teknik pemetaan untuk mendapatkan kemungkinan model bawah permukaan terbaik yang paling logis dan bisa digunakan untuk mendekati kondisi yang sebenarnya. Teknik analisa dan Pemodelan data gayaberat pada penelitian ini diaplikasikan untuk memastikan keberadaan struktur terumbu karbonat dari Formasi Kujung yang diidentifikasi sebagai struktur sembulan pada penampang seismik, dan pada penampang MT merupakan high resistivity zone. Berdasarkan kondisi geologi dan karakteristiknya, struktur karbonat ini diasumsikan akan mempunyai kontras densitas yang sangat baik dengan litologi batuan disekitarnya sehingga hasil pemodelan data gayaberat yang dikorelasikan dengan data-data geofisika lainnya ini, dapat dengan baik untuk digunakan dalam mendekati kondisi bawah permukaan area FW1807 dan dapat mengkonfirmasi keberadaan Kujung carbonates reservoir dalam bentuk terumbu karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 2000-3000 m. tepat diatas basement.

---

The high ambiguity and the probability in subsurface mapping are the main reason for the application of many mapping techniques in order to get the best logical subsurface probability and also to approach the geological condition. Gravity analysis technique and modeling in this study are applied to ensure the presence of carbonate reef from Kujung Formation which is identified as an anticline at seismic section and from MT section as a high resistivity zone.

Based on geological condition and geological characterization, the carbonate structure is assumed will have a good density contrast compare with the surrounding lithology. The quality of gravity modeling which is correlate with others geophysical data, can well approach the subsurface condition of "FW1807" and can confirm the presence of Kujung carbonat reservoir in the form of carbonate reef at depth between 2000-3000 m. just above the basement."