Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan Sumatra Selatan merupakan salah satu cekungan potensial dalam mendukung target produksi nasional 1 juta BOPD dan 12 BSCFD pada tahun 2030. Kompleksitas geologi cekungan ini, yang mencakup periode syn-rift, post-rift, dan syn-orogenic, menuntut pendekatan eksplorasi yang lebih akurat untuk menghindari area kering. Penelitian ini ditujukan untuk mencari pesebaran distribusi reservoir batupasir di Formasi Main Palembang, Subcekungan Palembang Selatan menggunakan metode inversi simultan. Hasil interpretasi menunjukkan bahwa reservoir batupasir berada pada antiklin di sekitar sumur SAB-001 dengan karakteristik impedansi akustik 2000–4000 (ft/s)(g/cc) dan impedansi geser 800–977 (ft/s)(g/cc). Konfirmasi dari parameter elastik Lambda-Rho dan Mu-Rho memperkuat identifikasi zona reservoir, dengan nilai lambda rho rendah (2.5–10 GPa·g/cc) dan mu rho rendah (2.5–5 GPa·g/cc). Temuan ini menegaskan bahwa inversi simultan efektif dalam memetakan zona reservoir batupasir yang komersil untuk mendukung eksplorasi migas yang lebih ekonomis.

---

The South Sumatra Basin is one of the potential basins to support the national production target of 1 million BOPD and 12 BSCFD in 2030. The geological complexity of this basin, which includes syn-rift, post-rift, and syn-orogenic periods, requires a more accurate exploration approach to avoid dry areas. This study aims to find the distribution of sandstone reservoirs in the Main Palembang Formation, South Palembang Subbasin using the simultaneous inversion method. The interpretation results show that the sandstone reservoir is located in the anticline around the SAB-001 well with acoustic impedance characteristics of 2000–4000 (ft/s)(g/cc) and shear impedance of 800–977 (ft/s)(g/cc). Confirmation of the elastic parameters Lambda-Rho and Mu-Rho strengthens the identification of the reservoir zone, with low lambda rho values (2.5–10 GPa g/cc) and low mu rho (2.5–5 GPa g/cc). These findings confirm that simultaneous inversion is effective in mapping commercial sandstone reservoir zones to support more economical oil and gas exploration."

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu tahap penting dalam eksplorasi hidrokarbon agar dapat menentukan reservoir yang baik berdasarkan karakteristik litologi dan kandungan fluida di reservoir. Penelitian ini dilakukan di Lapangan “R”, Cekungan Jawa Timur Utara dengan menggunakan metode inversi simultan. Berdasarkan hasil inversi simultan diketahui bahwa zona reservoir di area penelitian tersusun atas litologi karbonat dengan nilai impedansi-P 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, impedansi-S 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, dan densitas 2. g/cc – 2.39 g/cc. Hasil tersebut ditransformasikan menjadi parameter elastis batuan, yaitu Parameter Lame yang terdiri atas Lambda-Rho dan Mu-Rho. Transformasi Lambda-Mu-Rho berhasil mengidentifikasi reservoir karbonat yang berpotensi mengandung hidrokarbon dengan nilai rigiditas tinggi sebesar 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc dan inkompresibilitas rendah sebesar 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc yang diinterpretasikan sebagai gas. Integrasi analisis dari parameter impedansi-P, impedansi-S, densitas, Lambda-Rho, dan Mu-Rho menunjukkan bahwa persebaran batuan karbonat yang tersaturasi gas memiliki orientasi timur laut – barat daya.

---

Reservoir characterization is one of the most crucial stages in hydrocarbon exploration to determine good reservoirs based on their lithology and fluid content. This research was conducted at the “R” Field, North East Java Basin using the simultaneous seismic inversion method. The results show that the reservoir zone in the research area consists of carbonate rocks with P-impedance values of 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, S-impedance of 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, and density of 2.25 g/cc – 2.55 g/cc. These results were transformed into rock elastic parameters, namely Lame Parameters consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Lambda Mu Rho Transformation has successfully identified carbonate reservoirs that potentially contain hydrocarbons with high rigidity values of 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc and low incompressibility of 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc interpreted as gas. Integration analysis of P-impedance, S-impedance, density, Lambda-Rho, and Mu-Rho parameters shows that the distribution of gas-saturated carbonate rocks has a northeast – southwest orientation."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"Anggota Mentawa dan Formasi Minahaki di Lapangan “MUTHIA”, yang terletak di Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah, memiliki potensi hidrokarbon. Namun, karakterisasi reservoir karbonat di lapangan ini menghadapi tantangan akibat diagenesis batuan karbonat. Untuk mengatasi tantangan tersebut, penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi reservoir karbonat pada zona target dengan menerapkan metode inversi seismik simultan dan transformasi Lambda-Mu-Rho (LMR). Berdasarkan analisis sensitivitas data log, Lambda-Rho terbukti sebagai parameter elastis yang paling sensitif dalam membedakan zona reservoir dan non-reservoir. Hasil penelitian menunjukkan bahwa zona reservoir teridentifikasi pada formasi target dengan nilai Lambda-Rho rendah (≤30 GPa·g/cc) dan densitas rendah (≤2,3 g/cc), mengindikasikan batuan berpori dengan potensi kandungan hidrokarbon. Penelitian ini diharapkan memberikan kontribusi penting dalam memahami karakteristik reservoir karbonat di Lapangan “MUTHIA” dan dapat digunakan sebagai acuan untuk eksplorasi lebih lanjut.

---

The Mentawa and Minahaki Members in the "MUTHIA" Field, located in the Banggai Basin, Central Sulawesi, have hydrocarbon potential. However, the characterization of carbonate reservoirs in this field faces challenges due to the diagenesis of carbonate rocks. To address these challenges, this study aims to identify carbonate reservoirs in the target zone by applying simultaneous seismic inversion and Lambda-Mu-Rho (LMR) transformation methods. Based on log data sensitivity analysis, Lambda-Rho has proven to be the most sensitive elastic parameter in distinguishing between reservoir and non- reservoir zones. The research findings show that the reservoir zone is identified in the target formation with low Lambda-Rho values (≤30 GPa·g/cc) and low density (≤2.3 g/cc), indicating porous rocks with hydrocarbon potential. This study is expected to make a significant contribution to understanding the characteristics of carbonate reservoirs in the "MUTHIA" Field and can serve as a reference for further exploration."

"Telah dilakukan penelitian dalam karakterisasi reservoar karbonat di Lapangan "A" yang terletak di Cekungan Jawa Timur Utara. Inversi Simultan dan parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) salah satu metode geofisika yang dipilih untuk mengkarakterisasi zona hidrokarbon, litologi, dan kandungan fluidanya pada reservoar karbonat. Inversi dilakukan dengan menggunakan data angle gather baik itu near angle gather (0°-15°), mid angle gather (15°-30°), dan far angle gather (30°-45°), serta dikontrol dengan menggunakan data sumur A-01. Sebagai hasilnya, dalam Inversi Simultan menghasilkan nilai Impedansi-P sebesar 5253-6882 m/s*gr/cc, sementara hasil dari Impedansi-S sebesar 1134-1783 m/s*gr/cc. Selain menghasilkan parameter Impedansi-P dan Impedansi-S, dari Inversi Simultan juga menghasilkan Densitas sebesar 2.66-2.97 gr/cc dan Rasio VpVs sebesar 2.99-4.92. Dari semua hasil Inversi Simultan ini belum mampu mengkarakterisasi kandungan fluida yang ada di daerah penelitian, maka dari itu dilakukan transformasi Lamda-Mu-Rho (LMR). Berdasarkan analisis parameter Lamda-Mu-Rho (LMR), menyatakan bahwa zona target penelitian pada sumur A-01 memiliki potensi hidrokarbon yang cukup banyak sehingga bisa digunakan untuk produksi. Hasil dua parameter yang berasal dari Lamda-Mu-Rho (LMR) adalah parameter Lamda-Rho sebesar 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, sedangkan untuk parameter Mu-Rho sebesar 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Integrasi analisis pada Inversi Simultan dan Lamda-Mu-Rho (LMR) menghasilkan nilai sama pada zona target penelitian. Sehingga dapat diketahui persebaran litologi berupa karbonat, terdapatnya hidrokarbon yang berupa minyak, serta kandungan fluida.

---

Carbonate reservoir in the field ?A? has been characterized located on the North East Java Basin. Simultaneous Inversion and parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) is the chosen method to characterize hydrocarbon zones, lithology and fluid content of the carbonate reservoir. Inversion is done using data from angle gather both the near angle gather (0°-15°), mid gather angle (15° -30°), and far gather angle (30°-45°) , and controlled using data from well A -01. As a result, the Simultaneous Inversion produce value Impedance-P 5253-6882 m/s*gr/cc, while the results of Impedance-S of 1134-1783 m/s*gr/cc. In addition to producing parameter Impedance-P and Impedance-S, on the Simultaneous Inversion also produce a density of 2.79-2.87 gr/cc, and VpVs ratio of the 2.99-4.92. Of all the results Simultaneous Inversion have not been able to characterize fluid content in the research area, therefore transformation of Lamda-Mu-Rho (LMR). Based on the analysis of parameters of Lamda-Mu-Rho (LMR), stated that the target zone of research at well A - 01 have considerable hydrocarbon potential so that it can be used for production. The results of the two parameters are derived from Lamda-Mu-Rho (LMR) is Lamda-Rho parameter of 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, while for Mu-Rho parameter of 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Simultaneous Inversion analysis on the integration and Lamda-Mu-Rho (LMR) produces the same values in the target zone research. So it can be seen spread lithology, the presence of hydrocarbons inte fomr of oil, and fluid content."

"ABSTRAKKarakteristik reservoar telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geofisikadan petrofisika. Dengan mengestimasi modulus elastik dari data seismik prestack,satu langkah lebih maju dari analisa AVO tradisional, dapat dilakukanuntuk menentukan distribusi reservoir dan kandungan fluidanya. Pada studi inielastik parameter dipresentasikan dalam parameter lambda-mu rho yang dikenaldengan analisis lambda-mu rho (LMR).Parameter LMR dilakukan pada parameter elastik yang diperoleh melalui estimasiimpedansi gelombang P (Zp) dan impedansi gelombang S (Zs) yang dihasilkandari proses inversi seismik. Proses inversi seismik mengacu pada reflektifitasgelombang P dan gelombang S yang diekstraksi dari data seismik pre-stackmelalui proses AVO analisis. Hasil dari parameter LMR ini digunakan untukmemetakan distribusi reservoar dan kandungan fluida untuk studi kasus LapanganBlackfoot. Identifikasi litologi diharapkan dapat dilakukan melalui analisisparameter mu-rho sedangkan identifikasi kandungan fluida dapat dilakukanmelalui analisis lambda-rho.Hasil studi menunjukkan bahwa lambda-rho sangat sensitif terhadap keberadaangas seperti yang diperlihatkan pada data sumur beserta hasil penyebaran dari datainversi. Sedangkan parameter mu-rho sangat membantu dalam penelusurandistribusi reservoarnya melalui batuan pasir yang ditandai dengan harga mu-rhoyang tinggi.

---

ABSTRACTReservoir characterization has been carried out by integrating the geophysical andpetro-physical data. By estimating elastic modulus from seismic pre-stack data, itadvance one step further than traditional AVO analysis, in mapping the reservoirdistribution and in identifying fluids content. In this study the parameter elasticare represented in lambda-mu rho parameters, the so called as lambda-mu rho(LMR) analysis.LMR parameters from elastic parameter are obtained from estimation of P waveimpedance (Zp) and S wave impedance (Zs) from seismic inversion process. Theseismic inversion process is based on the reflectivity of P wave and S wave,which is obtained from AVO analysis. The result from analysis LMR parametersis used to mapping reservoir distribution and fluid contents at Blackfoot field. Thelitologhy identification can be estimated from mu-rho analysis and for fluidcontent can be estimated from lambda-rho analysis.This study shows that the lambda-rho is very sensitive for gas sand reservoir. Thissensitivity is shown on the well data and inversion result. Mu-rho parameter isgood parameter in estimating reservoir distribution of sandstone, which isindicated by the high value."

"ABSTRAKBatu pasir Basal lapangan Indira merupakan reservoar unconventional yang terletak di atas basement dan diinterpretasikan sebagai bagian dari Lower Zelda, Formasi Talang Akar. Penemuan dari reservoar batu pasir Basal teridentifikasi dari sumur eksplorasi Indira-A, dibor tahun 1989 dan menembus 10 – 16 ft net reservoar minyak dengan permeabilitas 34.4 mD. Peta isochrones dari top lower Zelda sampai top basement digunakan untuk memetakan penyebaran net batu pasir Basal, dngan melihat kontras impedansi antara reservoar konglomeratik porous dengan top sealing argillaceous conglomerate. Teknik interpretasi seismik lanjut diperlukan karena isochrone tidak merepresentasikan langsung kehadiran batu pasir Basal. Analisis sensitivitas menunjukkan Lambda-Mu Rho dapat memisahkan batu pasir Basal dari lithologi lainnya, dengan nilai cut-off 15-24 GPa*g/cc.Lambda-Rho dan Mu-Rho merupakan parameter elastik yang dapat digunakan untuk melihat lebih dalam zona reservoar. Peta penyebaran reservoar batu pasir Basal yang dihasilkan dari inversi AVO model base dengan parameter Lambda Rho, sesuai dengan data reservoar basal 7 sumur lapangan Indira.

---

ABSTRACTBasal sand in Indira Field was unconventional reservoir, located lying on the basement and interpreted as part of Lower Zelda, Talang Akar Formation. The discovery of Basal sand reservoir was identified from Indira-A exploration well, drilled in 1989 and encountered 10 – 16 ft net oil reservoir with permeability 34.4 mD. Isochrones map from top Lower Zelda until top basement was used to map basal sand reservoir, by observing impedance contract between porous conglomeratic reservoir sand and top sealing argillaceous conglomerate. Advanced seismic interpretation technique is needed because isochrone not directly representing basal sand presence. Feasibility analysis shows Lambda-Mu Rho candistinguish basal sand from other lithologies, with cut-off value 15 – 24 GPa*g/cc. Lambda-Rho and Mu-Rho are elastic parameters which can be used to see reservoir zone further. Basal sand distribution map resulted from AVO model based inversion with parameter Lambda Rho, is matched with basal reservoir data in 7 wells of Indira field."

"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."

"Cekungan Jawa Timur Utara merupakan salah satu cekungan penghasil minyak dan gas terbesar di Indonesia. Intepretasi seismik secara kuantitatif sangat diperlukan dalam proses eksplorasi keberadaan cadangan hidrokarbon. Atribut seismik inversi simultan dan amplitude vs offset (AVO) adalah metode yang diaplikasikan pada penelitian ini. Seismik inversi adalah metode untuk menghasilkan parameter dari data seismik refleksi dengan pengikatan dengan data sumur. Inversi seismik pada studi ini adalah inversi simultan untuk mengestimasi kecepatan gelombang P (Vp), kecepatan gelombang S (Vs), densitas dan rasio Vp/Vs batuan untuk ditransformasi ke parameter Lambda – Mu – Rho yang dapat dimanfaatkan sebagai parameter untuk memprediksi kandungan fluida dan jenis litologi dibawah permukaan. Nilai rasio Vp/Vs dan densitas dihasilkan dengan baik dari proses inversi simultan dan dapat memisahkan antara karbonat tersaturasi hidrokarbon dengan nilainya yang kecil. Ampllitude vs offset (AVO) adalah metode untuk melihat perubahan amplitude seiring bertambahnya offset atau sudut. Dengan tersaturasinya gas pada suatu batuan, akan menghasilkan respon yang berbeda dengan saturasi minyak atau air. Pada penilitian ini didapatkan dengan keberadaan saturasi gas, nilai intercept akan semakin kecil dibanding dengan minyak atau air. Nilai lambda-rho berhasil mendefinisikan keberadaan karbonat gas dengan nilai kecil.

---

The North East Java Basin is one of the largest oil and gas producing basins in Indonesia. Quantitative seismic interpretation is needed in the exploration process for the presence of hydrocarbon reserves. The seismic attribute simultaneous inversion and amplitude vs offset (AVO) is the method applied in this study. Seismic inversion is a method for generating parameters from seismic reflection data by binding to well data. Seismic inversion in this study is a simultaneous inversion to estimate the P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs), rock density, and Vp / Vs ratio to be transformed into Lambda - Mu - Rho parameters which can be used as parameters to predict fluid content and type of subsurface lithology. The value of the Vp / Vs ratio and the density is generated well from the simultaneous inversion process and can separate the hydrocarbon saturated carbonates with small values. Amplitude vs offset (AVO) is a method of seeing the change in amplitude as the offset or angle increases. With the saturation of gas in a rock, it will produce a different response to the saturation of oil or water. In this research, it was found that in the presence of gas saturation, the intercept value will be smaller than that of oil or water. The lambda-rho value defines the presence of gaseous carbonates with small values"

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

---

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