Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi air yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur dari 4 buah sumur yang disediakan, Resevoar yang akan diteliti berada pada formasi Ekofisk yang batuannya didominasi oleh batuan chalk. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai porositas berkisar antara 24%-28% dan saturasi air berkisar antara 35%-58%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter resevoar secara vertikal. Untuk itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan Analisis multiatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Hasil dari log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.

---

The result of petrophysical analysis can provide vertical information about the character of the reservoir in porosity and water saturation parameter. However, this method is lacking on horizontal resolution. In this case we can provide the 3D information from multiattribute analysis. Based on 4 well data, the chalk formation in Danish North Sea Field is in the area that has potential as a reservoir. Petrophysical parameters that will be studied in this study, such as porosity and water saturation. From petrophysical analysis calculation, the value of obtained porosity are ranged between 24%-28% and the water saturation are ranged between 35%-38%. Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted by using multiattribute analysis. Model based inversion results will be used as an external attribute. The result from the log input will be spread throughout the seismic volume.

Abstrak :
Telah berhasil dilakukan karakterisasi pada reservoir batuan karbonat pada lapangan Z dengan metode analisis AVO, Inversi Simultan, dan parameter LMR. Karakterisasi dilakukan untuk mengetahui litologi dan kandungan fluida dari batuan reservoir. Lapangan Z yang terletak pada cekungan Jawa Barat Utara mempunyai batuan reservoar berupa reef karbonat pada formasi Cibulakan Atas. Sebagai hasilnya pada analisis gradien AVO, dapat disimpulkan di zona target pada sumur W-37 yang mempunyai kandungan fluida berupa hidrokarbon terjadi pengurangan amplitudo yang lebih kuat bahkan terjadi pembalikan polaritas pada offset jauh. Kemudian dilakukan Inversi Simultan yang merupakan salah satu metode dalam proses Inversi AVO untuk menghasilkan parameter fisis impedansi-P, impedansi-S dan VpVs rasio. Kemudian ditransformasikan parameter Lamda-Mu-Rho yang sangat sensitif terhadap keberadaan hidrokarbon untuk mengetahui kadungan fluida reservoir. Berdasarkan analisis parameter LMR, menyatakan bahwa zona target pada sumur W-37 memiliki potensi kandungan hidrokarbon yang cukup banyak untuk diproduksi. Indikasi kandungan fluida reservoir dilakukan berdasarkan analisis crossplot yang menyatakan cutoff nilai Lamda-Rho 37-48 GPa*gr/cc dan Mu-Rho 20-30 GPa*gr/cc yang mewakilkan zona yang mengandung kandungan fluida berupa hidrokabon. Dan cutoff nilai Lamda-Rho 48-55 GPa*gr/cc dan Mu-Rho 30-40 GPa*gr/cc mewakilkan zona yang mengandung kadungan fluida berupa air. Dari nilai cutoff tersebut dapat diketahui penyebaran litologi dan kandungan hidrokarbon reservoir karbonat pada penelitian ini yang berarah Tenggara kemudian semakin menyebar kearah Barat Laut. ......Carbonate reservoir in Z field has been characterized with AVO analysis, Simultaneous Inversion, and LMR parameter. Characterization is conducted to determine the lithology and fluid content within the reservoir. Z field which is located in NorthWest Java Basin has reservoir rock in the form of reef carbonate in Cibulakan Atas Formation. As a result of AVO gradient analysis, it can be concluded that target zone in well W-37 which has hydrocarbon fluid content, has more stronger amplitude reduction even a reversal of polarity has happened on far offset. Then Simultaneous Inversion which is one the method in AVO Inversion process is performed to produce physical parameter such as P impedance, S impedance and VpVs ratio. Lambda-Mu-Rho parameter is transformed afterwards which is highly sensitive against the presence of hydrocarbons to determine reservoir fluid content. Based on the analysis of LMR parameters, stating that the target zone in well W-37 has quite a lot of potential of hydrocarbon deposits to be produced. Indications of reservoir fluid content is based on LMR crossplot analysis with cutoff Lambda-Rho 37-48 GPa*gr/cc and Mu-Rho 20-30 GPa*gr/cc as the zone that containing hydrocarbon fluid. And cutoff value of Lambda-Rho 48-55 GPa*gr/cc and Mu-Rho 30-40 GPa*gr/cc as the zone of water contained. From the cutoff value, can be known the distribution of the lithology and carbonate reservoir delineation directed to South-East, then spread to North-West.

Abstrak :
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.

Abstrak :
Telah dilakukan penelitian pada reservoar karbonat di Blok "D" yang terletak pada cekungan Jawa Timur Utara. Dalam penelitian ini, inversi seismik Extended Elastic Impedance (EEI) digunakan untuk memprediksi adanya reservoar gas dari posisi sumur ke sepanjang lintasan daerah survei seismik. Parameter yang digunakan adalah Lamda Mu Rho yang sensitif terhadap litologi maupun fluida dalam formasi. Pada sudut tertentu diperoleh nilai korelasi yang tinggi antara log target dengan log EEI yang merupakan best chi angle yang digunakan dalam membuat volum seismik scaled reflectivity. Korelasi log EEI dengan log LMR cukup besar dengan nilai sudut sebesar 10º (r=0.984725944623461) untuk parameter Lamda Rho, sedangkan parameter Mu Rho diperoleh nilai sudut sebesar -45º (r=0.991512244355567). Post stack inversi seismik sparse spike digunakan terhadap volum scaled reflectivity. Kemudian hasil inversi EEI digunakan untuk mendapatkan volum 2D yang digunakan untuk mengkarakterisasi adanya kandungan hidrokarbon di formasi secara vertikal. Hasil menunjukkan bahwa indikasi adanya reservoar karbonat di kedalaman 8400-8700 ft (1080-1170 ms) terdapat pada formasi Ngimbang yang berada pada nilai Mu-Rho berkisar 66-90 (Gpa*(gr/cc)). Sedangkan adanya kandungan gas dalam batuan karbonat diindikasikan dengan nilai Lamda-Rho berkisar 90-100 (Gpa*(gr/cc)). ......A study of characterization of carbonate reservoir has been done in Block "D" locatd at North East Java basin. In this study, Extended Elastic Impedance (EEI) seismic inversion is used to predict the existence of the gas reservoir wells to the position along the trajectory of the seismic survey area. The parameters used are Lamda Mu Rho sensitive to lithology and fluid in the formation. At a certain angle obtained high correlation between target log and EEI log that best chi angle which is used to make scaled reflectivity seismic cube. Correlation EEI log with target log is good enough at a value of angle 10º (r = 0.984725944623461) for Lambda Rho parameters, while the Mu Rho parameter obtained the value of angle ?45º (r = 0.991512244355567). Post Stack Sparse Spike Seismic Inversion is applied to scaled reflectivity seismic cube. Then EEI inversion results are used to obtain a 2D volume that is used to characterize the the presence of hydrocarbons at formation vertically. The results showed that the indications contained in the carbonate reservoir in depth 8400-8700 ft (1080-1170 ms) on Ngimbang formation which is at a value of Mu-Rho ranging from 66-90 (GPa * (g / cc)). While the gas content in carbonate rocks is indicated by a value of Lamda-Rho at the range 90-100 (GPa * (g / cc)).

Abstrak :
Batuan karbonat merupakan salah satu batuan induk utama untuk reservoir hidrokarbon. Batuan ini merupakan batuan yang sangat berbeda dengan batuan silisiklastik. Perbedaan terhadap keduanya disebabkan oleh proses diagenesa dan lingkungan pengendapan batuan karbonat yang lebih rumit dibandingkan batuan silisiklastik. Salah satu perbedaan diantara keduanya terletak pada tingginya variasi tipe pori pada batuan karbonat. Besarnya pengaruh tipe pori pada batuan karbonat menyebabkan tidak semua perlakuan yang dapat diaplikasikan pada batuan silisiklastik dapat diaplikasikan dengan baik pada batuan karbonat. Salah satu pendekatan yang dapat dilakukan adalah pemodelan secara teoritis. Untuk melakukan pemodelan batuan, diperlukan metode untuk memberikan inklusi pada model. Metode inklusi yang umum digunakan adalah metode Kuster-Toksoz (KT) dan metode Differential Effective Medium (DEM). Baik metode KT maupun DEM sama-sama menghasilkan modulus elastik efektif model batuan. Dalam penelitian ini kedua metode inklusi tersebut akan dibandingkan untuk mengetahui persamaan dan perbedaan keduanya, seberapa aplikatif kedua metode ini pada reservoir karbonat dan bagaimana hasil estimasi kecepatan gelombang shear (Vs) serta penentuan tipe pori dari kedua metode. ......Carbonate rocks is one of the main host rock for hydrocarbon reservoir. This rock is significantly different from siliciclastic rocks. One of the difference lies on the wide variation of the pores type in carbonate rocks. Due to strong influence from pore types in carbonate rock, not all treatments that can be well applied in sillisiclastic rock can also be applied in carbonate rock. One approach that can be done is the theoretical modeling. To perform rock modeling, it is necessary to provide a method of inclusion in the model. The common inclusion method used is the Kuster-Toksoz and Differential Effective Medium (DEM) method. In this study, both inclusion methods will be compared to determine their similarities and differences, how applicable these two methods in carbonate reservoirs and how both of it generates shear wave velocity estimation and pore type determination.

Abstrak :
Sebuah penelitian mengenai karakterisasi reservoar karbonat dan identifikasi fluida pengisi pori pada lapangan ?A? yang berlokasi di Cekungan Jawa Timur Utara telah dilakukan. Inversi EEI digunakan sebagai alat untuk mengetahui distribusi hidrokarbon di bawah permukaan. EEI/impedansi elastik yang merupakan ?kasus? umum dari impedansi akustik (hanya pada sudut normal) ternyata berkorelasi dengan beberapa parameter elastik pada sudut (χ) spesifik, yang dikenal dengan istilah best chi angle. Spektrum EEI (χ = -90 sampai χ = 90) dikorelasikan dengan beberapa parameter elastik batuan, yakni vp/vs ratio, lambda-rho, mu-rho, porositas, saturation water, poisson?s ratio, dan Vclay. Parameter-parameter elastik tersebut berguna sebagai pembeda litologi dan fluida pengisi pori. Namun korelasi yang baik hanya diperoleh pada parameter vp/vs ratio, lambda-rho, dan mu-rho. Kemudian dibentuk tiga model volume EEI untuk masing-masing parameter tersebut dan dilakukan inversi. Volume EEI yang berkorelasi dengan mu-rho yang berguna sebagai pembeda litologi menunjukkan bahwa reservoar karbonat menyebar ke arah Barat laut relatif terhadap tiga sumur yang digunakan dalam penelitian. Kedua volume EEI yang berkorelasi dengan vp/vs ratio dan lamda-rho yang berguna sebagai pembeda fluida pengisi pori menunjukkan bahwa fluida pengisi pori ialah gas. ......A study case of carbonat reservoir characterization and pore fluid identification of Field ?A? located at East North Java Basin was did. EEI inversion is used as tool to find the distribution of hydrocarbon beneath the surface. EEI or simply elastic impedance which the general case of acoustic impedance (only at normal incident) correlate with some certain elastic parameters with specific angle that called as the best chi angle. EEI spectrum (χ = -90o through χ = 90o) was correlated with few elastic parameters, i.e. vp/vs ratio, lambda-rho, mu-rho, porosity, saturation water, poisson?s ratio, and Vclay. Those parameters used for lithology and pore fluid discrimination. However only vp/vs ratio, lambda-rho, and mu-rho who have good enough correlation with EEI at certain angle. Then three EEI volume models for each parameters were made and inverted. EEI volume that correlated with mu-rho that used for lithology dicrimination shows that the carbonat reservoir spread to the north west direction relative to the three wells used in this study, according to the very high mu-rho value. And then both of the EEI volume correlated with vp/vs ratio and lambda-rho that used for pore fluid discrimination show that the pore fluid is gas, according to the very low vp/vs ratio value.

Abstrak :
Permasalahan yang muncul dalam mengkaraterisasi reservoar karbonat adalah heterogenitas dari sifat fisis porositas batuan. Karakterisasi batuan menjadi sulit karena estimasi kecepatan gelombang shear (Vs) yang digunakan cenderung kepada tipe pori dominan. Ada tiga jenis tipe pori utama di dalam geofisika yaitu interparticle (reference pores), stiff pores, dan cracks. Semua jenis tipe pori tersebut secara umum dapat ditemukan pada reservoar karbonat dengan demikian sehingga reservoar karbonat menjadi kompleks. Di tugas akhir ini, kami melakukan penelitian terhadap tipe pori yang ada pada reservoir karbonat di Jawa Timur, dengan menggunakan template rock physics menggunakan metode Self-Consistent untuk menganalisis pengaruh tipe pori pada sifat elastisitas batuan. Berdasarkan hal ini, jumlah volume fraction dari tipe pori yang beragam dapat diestimasi menggunakan data log porositas - bulk dan kecepatan gelombang pressure dari data sumur. Data - data tersebut dapat akan digunakan sebagai input untuk melakukan inversi tipe pori. Hasil dari inversi tipe pori dapat digunakan untuk mengidentifikasi tipe pori dan persentase pada masing - masing titik pengamatan dari zona target dalam bentuk log tipe pori. Variasi nilai persentase dan jenis tipe pori ditampillkan di data hasil. Data hasil ini membuktikan bahwa adanya kompleksitas tipe pori reservoar karbonat di Jawa Timur. Kompleksitas tipe pori dapat digunakan untuk membuat prediksi kecepatan gelombang shear (Vs. ......The problem that occurs in characterizing carbonate reservoir is the heterogeneity from physical properties of rocks porosity. Rocks characterization becomes difficult because the estimation of shear wave which has been used tend to dominant pore types. There are three types of main pores in geophysics which are interparticle (reference pores), stiff pores, and microcracks. All that pore types generally can be found in reservoir carbonate thus caused the reservoir becomes complicated. In this thesis, we do the research on the type of existing pores in East Java carbonat reservoir using rock physics template with Self-Consistent Methode to be able to analyze influence of the type of pores on the elastic properties rocks. Based on this, the number of the volume fraction of the various pore types can be estimated using log data of bulk porosity and P - wave velocity from well data. Those data will be used as input to perform pore - type inversion. The result of pore types inversion that has been carried out to identify types of pores and percentage at each point of observation of the target zone in form of a pore types log. Variations in the value of percentage and kind of pore types are shown in the result data. This data is proving that the type of pore heterogenity in East Java carbonat reservoir from sample to sample. Pore types log data can be used to predict shear wave velocity

Abstrak :
ABSTRACT
Telah berhasil dilakukan karakterisasi pada reservoir karbonat menggunakan simultaneous inversion pada lapangan x untuk mengetahui litologi dan kandungan fluida pada lapangan X. Reservoir tersebut berupa reef karbonat pada formasi Tuban yang terletak di cekungan Jawa Timur bagian Utara. Reservoir karbonat berbeda dengan reservoir lainnya dikarenakan karbonat memilik tingkat heterogenitas yang tinggi serta dapat mengalami diagenesa. Inversi Simultan digunakan pada penelitian kali ini dikarenakan dapat menghasilkan parameter impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas secara simultan. 3 output dalam inversi simultan kemudian akan dilakukan transformsi untuk mendapatkan parameter lame yaitu Lambda Rho yang sensitif terhadap fluida serta Mu Rho yang sensitif terhadap litologi. Diharapkan parameter Lame dapat mempertajam Identifikasi litologi maupun fluida yang berada di reservoir. Vp/Vs ratio juga dapat dimunculkan dengan bantuan dari ketiga output inversi simultan tersebut yang berguna juga untuk menganalisis fluida. Inversi Simultan yang dilakukan pada lapangan xdikontrol oleh dua sumur yaitu M01 dan M02 yang masing-masing diantaranya hanya berbeda 1 inline. Input data seismik yang digunakan pada penelitian kali ini adalah data angle gather. Berdasarkan analisis dari Lambda Mu Rho serta Vp/Vs ratio, zona target sumur M01 dan M02 memiliki potensi sebagai reservoir hidrokarbon. Indikasi hidrokarbon ini ditunjukan dari analisis crossplot Vp/Vs vs Lambda Rho dengan nilai Vp/Vs berkisar 1.7-1.8 dan Lambda Rho berkisar 40-60 Gpa g/cc dengan nilai Mu Rho berkisar 40 ndash; 80 Gpa g/cc. Dari nilai tersebut dapat dibuat slicing untuk mengetahui litologi dan arah penyebaran kandungan hidrokarbon dan arah sebarannya mengarah ke arah Barat Laut untuk litologi dan kandungan fluida hidrokarbon.

---

ABSTRACT
Carbonate Reservoir have been characterized in X field using Simultaneous Inversion to determine lithology and fluid content. This reservoir located in Nort East Java Basin in the form of big Reef Carbonate on Tuban Formation. Carbonate Reservoir has unique charateristics than the other reservoir because its heterogenities and diagenesis can be occured. Simultaneous Inversion used in this study because it can generate accoustic impedance, shear impedance and density simultaneously. Those 3 outputs then can be transformed to extract Lambda Rho which is sensitive to fluid content and Mu Rho which is sensitive to lithology. Vp Vs also can be generated from those 3 outputs which is usefull to determine fluid content. Hopefully, those parameters can be used to sharpen analysis about lithology and fluid content. Simultaneous inversion which used in X Field controlled by 2 wells, M01 and M02 which respectively only space for 1 inline. Seismic input on this study using angle gather. Based on analysis from Lambda Mu Rho and Vp Vs ratio, this reservoir has potential hidrocarbon inside. Hidrocarbon is indicated from crossplot Vp Vs vs Lambda Rho, Vp Vs is about 1.7 ndash 1.8 and Lambda Rho is about 40 ndash 60 Gpa g cc and Mu rho is about 40 ndash 80 Gpa g cc from Mu Rho vs Densitys Crossplot. Then Slicing can be generated to determine distribution of lithology and fluid content and the spreading delineated to North West for lithology and hidrocarbon fluid itself.

Abstrak :
Heterogenitas dan kompleksitas menjadi alasan utama reservoir karbonat menawarkan tantangan tersendiri dalam proses karakterisasinya dibandingkan dengan reservoir silisiklastik. Reservoir ini dapat memiliki tipe pori yang bervariasi yang dapat mempengaruhi perubahan nilai Vp hingga sebesar 40%. Variasi tipe pori bergantung pada lingkungan pengendapan dan proses diagenesa dimana tipe pori ini sangat berkorelasi dengan permeabilitas. Differential Effective Medium (DEM) diimplementasikan untuk memodelkan modulus elastis medium efektif dengan mempertimbangkan efek dari kompleksitas pori batuan. Kompleksitas pori ini dalam pemodelan diklasifikasikan menjadi tiga tipe pori geofisika, yaitu stiff pore, interparticle pore, dan microcrack. Model rockphysics hasil pemodelan kemudian digunakan untuk menghitung nilai Vs. Hasil inversi tipe pori menunjukan bahwa daerah penelitian didominasi oleh interparticle dan microcrack. Hasil dari pemodelan 1D kemudian disebarkan ke volume seismik untuk mengetahui distribusi spasial tipe pori. Hasil analisis sensitifitas menunjukan bahwa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas memiliki korelasi yang baik dengan tipe pori. Oleh karena itu Probabilistik Neural Network digunakan untuk menyebarkan tipe pori ke seismik dengan data training berupa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas. Hasil training dengan nilai korelasi 0.92 kemudian diaplikasikan ke seismik. Hasil ini kemudian digunakan untuk interpretasi zona dengan permeabilitas paling baik.

---

Heterogeneity and Complexity are the main reasons why carbonate reservoirs offer a great challenge for its characterization compared to silisiclastic reservoirs. Carbonate reservoirs are known for its variable pore type and this variability can affect the Vp value up to 40%. Pore type can vary depending on its depositional environment and diagenetic processes and these pore types are highly correlated with permeability. Differential Effective Medium is used to model the elastic modulus of effective medium that takes into account the effect of complexity of rock pore type. This complexity, in modelling, is divided into three geophysical pore types, which are stiff pore, interparticle pore, and microcrack. The resulting rockphysics model is then used to calculate the value of Vs. Pore type inversion shows that the dominant pore types in this study area are interparticle and microcrack. The results of 1D modelling are then distributed to seismic volume to map the spatial distribution of pore type. Sensitivity analysis shows that acoustic impedance, shear impedance, and porosity have a good correlation with pore type. Therefore, Probabilistic Neural Network is used to distribute 1D pore type to seismic volume by using acoustic impedance, shear impedance, and porosity as a training data. The training result, with correlation coefficient of 0.92, is then applied to the seismic volume. The resulting volume is then used to interpret the zones with best permeability.

Abstrak :
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.