Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPada studi ini dilakukan evaluasi daerah prospek penyebaran hidrokarbonmenggunakan metode dekomposisi spektral CWT dan inversi Seismik yangdiintegrasikan untuk mendelineasi daerah prospek hidrokarbon. Studi kasusdilakukan pada daerah prospek ”XYZ” cekungan Sumatra Selatan dengan targetreservoir formasi Baturaja dengan kedalaman 400m - 1650 m. Studi inimenggunakan data Seismik 2D dan dua data sumuran (sumur B dan sumur C). Daridata Log sumuran yang tersedia, sumur B menunjukkan kosong (dry) namun padaformasi Baturaja terlihat Oil Show pada kedalaman 1500 m – 1600 m. Sedangkansumur C menunjukkan kosong dan memperlihatkan bahwa formasi Baturaja tidakberkembang dengan baik. Hasil studi menunjukkan bahwa metode spektraldekomposisi CWT mampu memperlihatkan konsistensi anomali hidrokarbon padafrekuensi rendah hanya pada sumur B. Hal ini sejalan dengan dugaan adanyakeberadaan hidrokarbon pada sumur B. Lebih lanjut hasil metode inversimemperlihatkan kemenerusan reservoir formasi Baturaja ke arah barat laut padadaerah studi. Nilai acoustic impedance formasi Baturaja berada pada kisaran 9000 –11000 m/s * gr/cc. Hasil integrasi inversi Seismik dan analisa dekomposisi spektralmemberikan gambaran zona prospek penyebaran hidrokarbon.

---

ABSTRACTThis study evaluates the hydrocarbon prospect area deployment using CWT spectraldecomposition method and the integrated Seismic inversion to delineate areas ofhydrocarbon prospects. Case studies conducted in the South Sumatra basin “XYZ”prospect area with the target Baturaja Formation with a depth of 400 m - 1650 m.This study uses 2D Seismic and two data wells (well B and well C). From availablewell log data, well B shows empty (dry) but indicate oil show on the Baturajaformation at a depth of 1500 m - 1600 m, whereas well C shows empty wells andshow Baturaja formations not developed well. The study results showed that themethod of spectral decomposition CWT is able to demonstrate the consistency ofanomalous hydrocarbons at low frequencies only in well B. This is consistent withthe allegations of the presence of hydrocarbons in the well B. Further resultsInversion method shows Baturaja reservoir formations continuity to the northwest inthe study area. Baturaja formations acoustic impedance values in the range of 9000 –11000 m/s*gr/cc. The result of the integration of Seismic Inversion and spectraldecomposition analysis give an overview of deployment of hydrocarbon zoneprospects."

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur......."Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."

"Membangun sebuah model reservoar membutuhkan informasi tentang parameter petrofisika. Parameter ini digunakan sebagai dasar dan masukan untuk analisis karakteristik reservoar yang akan digunakan sebagai penentu arah dan tujuan pengembangan reservoar. Adanya ketidak pastian distribusi spasial sifat petrofisika reservoar menimbulkan beberapa pertanyaan, bagaimana sebaran sifat petrofisika reservoar di setiap tempat dan ke mana arah penyebaran reservoar. Data seismik yang telah termigrasi terkadang masih memperlihatkan karakter refleksi yang kurang jelas sehingga menimbulkan ambiguitas dalam proses interpretasi. Dengan metode inversi seismik, jejak seismik dapat diubah menjadi impedansi akustik yang mewakili sifat fisik lapisan reservoar. Teknik ini mampu mempertajam bidang batas antar lapisan dan memperkirakan ketebalan lapisan. Telah dilakukan analisis AVO dan inversi seismik simultan untuk mengekstrak sifat petrofisika reservoar gas di lapangan Blackfoot. Dalam inversi simultan, Zp, Zs dan densitas dihitung secara langsung dari data pre-stack gather. Koefisien k, kc, m dan mc dihitung menggunakan data log sumur. ΔLS dan ΔLD merupakan deviasi antara data dengan hasil plot hidrokarbon. Setelah melakukan proses inversi dan mendapakan parameter impedansi P (Zp) dan impedansi S (ZS), proses selanjutnya adalah melakukan ekstrasi konstanta-konstanta elastik (inkompresibititas (λ) & rigiditas (µ)) dan melakukan cross-plot antara λρ vs µρ. Interpretasi kuantitatif dilakukan dengan memprediksi parameter-parameter petrofisika batuan dan arah penyebarannya. Interpretasi kualitatif untuk mengetahui tipe atau jenis batuan dan sebagai indikator ada tidaknya akumulasi hidrokarbon.Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa ketebalan zona target chanel Glauconitic yang diperoleh dari data sumur ± 7 m. Analisis AVO mampu mendeteksi keberadaan gas di lapangan Blackfoot tetapi hasilnya masih menimbulkan ambiguitas dalam interpretasi. Keberadaan zona gas terdeteksi di sekitar sumur 01-17 terbukti dengan nilai positif dari secondary attribute product (A*B) dan anomali negatif dari secondary attribute scaled Poisson's ratio. Pemisahan gas jelas terlihat dari hasil inversi simultan parameter petrofisiska Lambda - Rho. Sifat petrofisika ini dikaitkan dengan sifat inkompresibilitas fluida. Nilai Lambda - Rho yang kecil mengindikasikan adanya gas di area ini. Dari hasil penelitian ini secara keseluruhan disimpulkan bahwa lapangan Blackfoot merupakan reservoar sand, di mana pada lokasi sekitar sumur 01-17 berisi gas. Gas tersebar secara terbatas di sekitar sumur 01-17

---

Reservoir model building needs petrophysical parameter information. This parameter is used as a base and input to analyze the characteristic of the reservoir which will be used as a guidance for reservoir development. The uncertainty of spatial distribution of the reservoir's petrophysic leads to questions, how is the spreads of the petrophysical parameter and where is the direction of the reservoir extension. Migrated seismic data sometime shows unclear reflection character which causing ambiguity in the interpretation. With seismic inversion method, seismic trace can be changed into acoustic impedance which represent the physical property of the reservoir layer. This technique enhance the layer boundary and give an estimation of layer thickness. An AVO analysis and simultaneous seismic inversion have been applied to extract the petrophysic property of gas reservoir in Blackfoot field. In simultaneous inversion, Zp, Zs and density calculated directly from pre-stack gather data. k, kc, m and mc calculated using well log data. ΔLS and ΔLD are the deviation between data with hydrocarbon plot result. After the inversion process and generationg Pimpedance parameter (Zp) and S-impedance (Zs), the next process is to extract elastic constants (incompressibility (λ) & rigidity (µ)) and generate a cross-plot between λρ vs µρ. Qualitative interpretation has been done by prediction of rock petrophysic properties and direction of its extends. This interpretation is used to determine the rock type and as an indicator of hydrocarbon existence.The result shows that the thickness of the target zone Glauconitic channel which is given by the well data is ± 7 m. AVO analysis is able to detect the gas existence in Blackfoot field, but the result is still giving ambiguity in interpretation. The gas zone detected in the surrounding of well 01-17, proved by the positive value of secondary attribute product (A*B) and the negative anomaly of secondary attribute scaled Poisson's ratio. Gas separation is clearly visible as a result of simultaneous inversion from petrophysical parameter Lambda - Rho. This petrophysical properties is then correlated with the fluid incompressibility. Small value of Lambda - Rho indicates the gas existence in the area. From the result of this research it is concluded that in general the Blackfoot field is a sand reservoir, where in the location near well 01-17 is filled with gas. The gas has a limited spreads arround well 01-17"

"Sumur Meranji-1 menemukan cadangan hidrokarbon pada Formasi Batupasir Namur di Struktur Meranji yang terletak pada Lapangan Merrimelia, Cekungan Eromanga, Australia. Cekungan ini terbentuk mulai kurun waktu Awal Jurassic hingga Akhir Cretaceous dan didominasi oleh lingkungan pengendapan braided, meandering fluvial, shoreface serta lacustrine turbidite sandstone sehingga memiliki reservoar yang cukup tebal dan sangat potensial untuk menjadi lapangan produksi.Walaupun memiliki potensi untuk menjadi lapangan produksi, lapangan ini belum memiliki peta distribusi reservoar yang dapat digunakan untuk pengembangan lapangan lebih lanjut. Oleh karena itu, studi karakterisasi reservoar dilakukan dengan metode inversi seismik dan dekomposisi spektral untuk menghasilkan peta distribusi reservoar ini. Metode inversi seismik menghasilkan penampang impedansi akustik yang dapat diasosiasikan dengan litologi reservoar sedangkan metode dekomposisi spektral menghasilkan penampang frekuensi yang dapat diolah dan dianalisis lebih lanjut untuk mengidentifikasi keberadaan fluida reservoar.Studi dekomposisi spektral dimulai dengan mengekstrak frekuensi data seismik setiap kelipatan 1 Hz dari frekuensi 1 Hz sampai dengan frekuensi 60 Hz. Penampang frekuensi ini kemudian diolah untuk menghasilkan frequency gather pada perpotongan inline dan xline di lokasi terdekat dengan Sumur Meranji-1. Dari frequency gather ini kemudian ditarik horizon pada zona reservoar minyak, gas dan air lalu diplot pada grafik amplitudo vs frekuensi. Dari grafik ini selanjutnya ditentukan zona low (frekuensi 9-13 Hz), mid (frekuensi 16-20 Hz) dan high (frekuensi 35-39 Hz) lalu dilakukan operasi aritmatika sebagai berikut: zona mid dikurangi zona low (disebut zona mL), zona high dikurangi zona mid (disebut zona Hm) dan zona mL dikali dengan zona Hm yang disebut zona Hm*mL. Zona mL akan menampilkan zona-zona keberadaan gas sedangkan zona Hm*mL akan menampilkan zona-zona keberadaan minyak.......Meranji-1 well discovered hydrocarbon reserves in the Namur Sandstone Formation which is located on Meranji Structure in Merrimelia Field, Eromanga Basin, Australia. This basin was formed from the period of Early Jurassic to Late Cretaceous and the depositional environment is dominated by braided, meandering fluvial, shoreface and lacustrine turbidite sandstone that have a fairly thick reservoir and very potential to be a producing field.Although it has the potential to become a producing field, the field does not have any reservoir distribution maps that can be used for further field development. Therefore, reservoir characterization studies conducted using seismic inversion and spectral decomposition methods to produce these reservoir distribution maps. Seismic inversion method produces an acoustic impedance section that can be associated with reservoir lithology while spectral decomposition method produces a frequency section which can be further processed and analyzed to identify the presence of the reservoir fluid.Spectral decomposition study begins with seismic data extraction for every single frequency from 1 to 60 Hz. These frequency sections then processed to produce a frequency gather at the intersection of inline and xline near Meranji-1 well. From this frequency gather then drawn a horizon at oil, gas and water reservoir zone and then plotted on a frequency vs amplitude graph. Based on this graph; low (frequency 9-13 Hz), mid (frequency 16-20 Hz) and high (frequency 35-39 Hz) zone is defined and then performed an arithmetic operation as follows: mid zone minus the low zone (called mL zone), high zone minus the mid zone (called Hm zone) and the mL zone multiplied by the Hm zone (called Hm*mL zone). mL Zone will display the zones where the gas is presence while Hm * mL zones will show the presence of oil."

"ABSTRAKStudi inversi AVO melalui pendekatan simultaneous inversion di lapangan Alphadidesain untuk mendapatkan model geologi dan geofisika di lapangan tersebut,termasuk didalamnya distribusi dan geometri reservoar serta identifikasi fluidahidrokarbon. Simultaneous inversion dilakukan pada data seismik angle stack danditujukan untuk menghitung parameter elastis seperti densitas, Vp, Vs, impedansiakustik (Zp) dan impedansi shear (Zs). Parameter tersebut selanjutnya digunakanuntuk karakterisasi reservoar deltaik dan mendelineasi hidrokarbon melaluipendekatan lambda mu rho. Sebagai komparasi, dilakukan pula analisis atributberbasis amplitude pada data post stack dan angle-stackLapangan Alpha merupakan bagian dari Sanga-Sanga PSC dan terletak dibagianselatan cekungan Kutai. Tebal reservoar batupasir umumnya kurang dari 10 meterdan interbedded dengan coal. Seismically, batupasir dibawah resolusi tuningthickness serta refleksi coal yang kuat berinterferensi dengan data seismik post-stackkonvensional.Penampang impedansi akustik (Zp) turunan dari metoda ini telah memberikanpemahaman yang lebih baik mengenai konektivitas, kontinyuitas, dan kompleksitasreservoar deltaik secara vertikal, terutama pada area-area disekitar kontrol sumur.Namun demikian, hasil simultaneous inversion secara umum menunjukkan bahwametoda LMR tidak memberikan separasi litologi dan identifikasi kandungan fluidasesuai yang diharapkan. Sebaliknya, analisis atribut berbasis amplitude pada datapost-stack dan far-angle stack memberikan hasil interpretasi yang lebih memuaskan.

---

AbstractThe Alpha field simultaneous AVO inversion study was designed to providegeological and geophysical model in the field including reservoir distribution andgeometry, and fluid potential identification. Simultaneous inversion was performed inseismic angle stack volumes to obtain elastic parameters such as density, Vp, Vs,acoustic impedance (Zp) and shear impedance (Zs). Those parameters are used tocharacterize reservoir and delineate hydrocarbon throughout lambda mu rhoapproaches. Moreover, amplitude-based attribute analysis also done to compare andcomplete the analysis.The study area is located in the sanga-sanga PSC to the south of Kutai basin. Thereservoir sands, statistically are less than 10 meters and inter-bedded with coals.Seismically, the reservoir sands are below seismic tuning thickness resolution andstrong coal reflections interfere with the conventional post-stack seimic data.The acoustic impedance section derived from this study has been giving betterunderstanding relates to reservoir connectivity, continuity, and complexity of thedeltaic reservoir, mainly in the area which closes to the well control. However, resultsof inversion in general cannot meet the expectation of giving good lithologyseparation and fluid content identification. On the other hand, amplitude-basedattribute analysis on post-stack and far-angle stack volume gives more specific resultin terms of reservoir geometry and fluid identification. "

"Analisis AVO dan inversi simultan merupakan metode yang berperan penting dalam mengidentifikasi litologi dan fluida reservoir. Pada penelitian ini, analisis AVO dan inversi simultan dilakukan pada lapangan F, cekungan Sumatera Selatan. Analisis anomali AVO diterapkan untuk mengidentifikasi bright-spot sebagai indikasi adanya reservoir batu pasir yang mengandung gas. Dengan menggunakan angle plot pada data prekondisi, crossplot atribut intercept dan gradient, ditemukan anomali AVO yang disesuaikan dengan klasifikasi AVO Rutherford dan William. Dari hasil analisis ini, ditemukan anomali AVO kelas I pada kedalaman zona target, yaitu time 1222 - 1250 ms, inline 2103 dan crossline 10382. Analisis AVO dilakukan pada atribut AVO, yaitu intercept yang bernilai positif, gradient yang bernilai negatif, product yang bernilai negatif, dan scaled Poisson’s ratio changed yang bernilai rendah. Dari inversi simultan didapatkan atribut angle stack, impedansi akustik, impedansi elastis dan densitas, yang menunjukkan respon amplitudo yang berbeda pada setiap atribut di lapisan. Analisis inversi simultan dilakukan pada partial angle stack, yaitu near angle stack (0° - 12°), mid angle stack 10° - 22°), dan far angle stack (15° - 25°). Inversi simultan dilakukan untuk identifikasi reservoar batupasir menggunakan parameter impedansi S dengan range nilai (14649 -20413 (ft/s)*(gr/cc)) dan densitas dengan range nilai (2,13 - 2,32 (gr/cc)). Sedangkan parameter impedansi P dengan range nilai (24584 - 30187 (ft/s)*(gr/cc)) dan VpVs ratio dengan range nilai (1,3 - 1,63 unitless) digunakan untuk identifikasi fluida reservoar. Nilai VpVs_ratio yang rendah menunjukkan adanya gas. ......AVO analysis and simultaneous inversion is the important method to identify lithology and reservoir fluid. In this research, AVO analysis and simultaneous inversion were applied to the field F, South Sumatera Basin. Anomaly of AVO analysis applied to identify bright-spot as an indication of a reservoir sandstone containing gas. Using a plot angle on pre-conditioning data, crossplot attribute between intercept and gradient, AVO analysis based on the classification AVO of Rutherford and William. This analysis showed AVO class I anomaly in the depth of target zone, time 1222 - 1250 ms, inline 2103 and crossline 10382. AVO analysis was carried out on AVO attributes, positive intercept, negative gradient, negative product, and low scaled Poisson’s ratio changed. Simultaneous Inversion obtained angle stack attributes, acoustic impedance, elastic impedance and the density, which show response amplitude different on every attribute in layers. Simultaneous inversion analysis was performed on partial angle stack start from near angle stack (0° - 12°), mid angle stack (10° - 22°), and far angle stack (15° - 25°). Simultaneous inversion analysis was applied to identify sandstone reservoir by using S impedance parameter with range (14649 -20413 (ft/s)*(gr/cc)) and density with range (2,13 - 2,32 (gr/cc)). Furthermore, P impedance parameter with range (24584 - 30187 (ft/s)*(gr/cc)) and VpVs ratio with range (1,3 - 1,63 unitless) were used to identify reservoir fluid. The low value of VpVs_ratio shows containing gas."

"Tujuannya adalah untuk meneliti kerusahan kromosom pada sel mononuklir darah peroko. Dengan tujuan tersebut telah dilakukan skrining mikronukleus pada sampel darah-tepi perokok. Sampel yang beradal dari perokok yang sakit tidak diikut sertakan. Dari tiap sampel diperiksa 500 lekosit mononuklir yang mengembang dengan menggunakan mikroskop cahaya dengan pembesaran 400x. Dibuat tabulasi fekuensi distribusi subjek dengan mikronukleus 0, 1, 2, 3, 4 dan 5, menurut umur dan keadaan subyek. Dari 102 sampel, 5 tidak diikutsertakan dan hanya 97 yang dianalisis. Terdapat peningkatan mikronukleus berturut-turut pada 12.8%perokok normal yang bertempat tinggal di daerah tak terpolusi, 12.9% perokok dengan hipertesi yang bertempat tinggal di daerah tak terpolusi, 33.3% perokok normal yang bertempat tinggal di daerah terpolusi dan 25% perokok dengan hipertensi yang bertempat tinggal di daerah terpolusi. Dengan demikian, terdapat kecendrungan peningkatan mikronukleus pada perokok dalam usia produktif, penderita hipertensi dan orang yang bertempat tinggal di daerah terpolusi.

---

The purpose was to assess chromosomal damage in blood mononuclear cells of smokers. Smoker's peripheral blood samples were screened for micronulclei. Samples from smokers who had an illness were excluded. From each sample, 500 swelled mononuclear leucocytes were screened using a light mcroscope, with 400x magnification. Frequency distribution of subjects having 0, 1, 2, 3, 4, and 5 micronuclei (MN) according to age and condition were tabulated. From the 102 samples, 5 were excluded, and only 97 were analyzed. There was an increase in MN count in 12.8 %, 12.9%, 33.3% and 25% of normal smokers living in unpolluted area, hypertensive smokers living in unpolluted area, normal smokers living in polluted area and hypertensive smokers living in polluted area, respectively. Therefore, there was a tendency of increasing MN count in smokers in the productive age group, hypertensive people, and people living in polluted area."

"[ABSTRAKLapangan Athar mulai berproduksi sejak tahun 1975 dengan produksi kumulatif mencapai 900 MMbbls dan RF 50%. Pada tahun 2011 dilakukan akuisisi seismik 3D untuk melihat remaining potential yang ada di lapangan ini. Analisa seismik 3D dengan atribut seismik dan inversi simultan memberikan hasil yang cukup baik untuk menentukan penyebaran batupasir dan hidrokarbon yang ada di dalam nya. Volume densitas hasil inversi, atribut minimum amplitude, dan atribut arc length membantu dalam mengidentifikasi penyebaran reservoar. Lambda-Rho dan AI membantu dalam mengidentifikasi area-area yang mengandung hidrokarbon. Interpretasi struktur di seismik menunjukkan adanya sesar minor, yang sebelumnya tidak teridentifikasi pada seismik 2D. Hasil analisa seismik digunakan dalam pembuatan 3D geomodel. Penentuan batas channel, dan area hidrokarbon di dipandu hasil dari analisa seismik dan data sumur. Empat tubuh channel teridentifikasi dari analisis tersebut, sementara overbank deposit disebarkan secara statistik. Data interpreasi struktur digunakan untuk menentukan jumlah segmen atau kompartemen, dan hasilnya adalah lima segmen selatan dan satu segmen utara terdapat di zona dangkal Lapangan Athar. Hasil pemodelan geologi menunjukkan bahwa segmen 5 menjadi area yang masih memiliki prosepek untuk produksi minyak, sementara segmen 2 memiliki prospek untuk produksi gas.

---

ABSTRACTAthar Field start producing since 1975 up to now with cummulative production reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 to identify the remaining potential in this field. Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide a good result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Density cube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are used to map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify the remaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there are minor faults which is not identified before with 2D seismic. The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limit determination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic and well data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank deposit distributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number of segment or compartment, and the result are five segments in the south and one segment in the north identified in the shallow zone Athar Field. The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect in oil production, whilst segment 2 has prospect in gas production.;Athar Field start producing since 1975 up to now with cummulativeproduction reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 toidentify the remaining potential in this field.Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide agood result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Densitycube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are usedto map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify theremaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there areminor faults which is not identified before with 2D seismic.The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limitdetermination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic andwell data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank depositdistributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number ofsegment or compartment, and the result are five segments in the south and onesegment in the north identified in the shallow zone Athar Field.The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect inoil production, whilst segment 2 has prospec in gas production, Athar Field start producing since 1975 up to now with cummulativeproduction reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 toidentify the remaining potential in this field.Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide agood result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Densitycube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are usedto map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify theremaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there areminor faults which is not identified before with 2D seismic.The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limitdetermination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic andwell data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank depositdistributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number ofsegment or compartment, and the result are five segments in the south and onesegment in the north identified in the shallow zone Athar Field.The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect inoil production, whilst segment 2 has prospec in gas production]"

"ABSTRAKDaerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yangterletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyakA, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksiminyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar padapenelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan areaperluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakanbahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehinggakecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitaslanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluangterdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkanperubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasiisolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis datasumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapatmengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbonpada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapatanomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebihbesar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVOyang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasilanalisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yangberarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACTThe research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in thesouthwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D whichoperates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara EnimFormation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of thestudy, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The resultsof the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structureof the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lowerarea and no further activity for development. On the other side, the presence ofhydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic trapscaused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indicationof some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis,analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluatethe indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area.Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly thathas an acoustic impedance value and relative density larger than the area around itis also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbonaccumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysisintercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturatedwith oil."

"Matriks anti ketetanggaan merupakan salah satu matriks representasi dari suatu graf berarah, tetapi sifat-sifatnya masih belum banyak diketahui karena masih baru diperkenalkan. Sehingga, pada penelitian ini dibahas sifat-sifat dari matriks anti ketetanggaan suatu graf berarah dan graf garis berarahnya. Sifat-sifat yang dibahas yaitu hasil representasi dari perpangkatan matriks anti ketetanggaan suatu graf berarah yang mungkin mempunyai digon atau gelang berarah, determinan dan polinomial karakteristik dari matriks anti ketetanggaan suatu graf berarah yang mempunyai digon berarah, dan hubungan polinomial karakteristik matriks anti ketetanggaan suatu graf berarah asiklik sederhana dan graf garis berarahnya. Kemudian, pada penelitian ini ditunjukkan bahwa tidak ada hubungan antara suatu graf berarah selain asiklik dan graf garis berarahnya dengan memberikan counterexample-nya.......Antiadjacency matrix is one of the representation matrices of a directed graph, but its properties are still not widely known because it has just been introduced. Thus, in this study, we discuss the properties of the antiadjaceny matrix of a digraph and its line digraph. The properties discussed are the results of the representation of powering the antiadjaceny matrix of a digraph which may have directed digon(s) or loop(s), the determinant and characteristic polynomial of an anti-adjacent matrix of a digraph that has directed digon(s), and the characteristic polynomial relationship of the antiadjaceny matrix of a simple acyclic digraph. and the line digraph. Then, in this study, it was shown that there is no relationship between a directed graph other than acyclic and a directed line graph by providing its counterexample."