Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Formasi Duri merupakan salah satu formasi yang berperan sebagai reservoir di Cekungan Sumatra Tengah dan merupakan salah satu formasi penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Daerah penelitian berada di Reservoir Mod, Lapangan Dai, Formasi Duri, Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini dilakukan dengan melakukan 2 analisis, yaitu analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Analisis kualitatif dilakukan dengan menganalisis litologi penyusun pada Formasi Duri, dan menentukan fasies serta lingkungan pengendapan pada Formasi Duri. Sedangkan analisis kuantitatif dilakukan dengan analisis petrofisika yang bertujuan untuk untuk mendapatkan potensi reservoir utama dengan menghitung nilai parameter – parameter petrofisika, mengetahui nilai cut off dari parameter petrofisika tersebut sehingga didapatkan zona yang berprospek menghasilkan hidrokarbon. Berdasarkan analisis kualitatif, diketahui litologi formasi duri tersusun dari batu pasir, batu pasir lanauan, dan batu lempung, dengan fasies pada daerah penelitian adalah Fasies Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, dan Sandflat dengan lingkungan pengendapan Tide dominated Estuary. Sedangkan analisis petrofisika diketahui zona efektif yang mengandung hidrokarbon yaitu zona dengan nilai volume shale yang berkisar antara 14.7% - 53.6% V/V, porositas efektif berkisar antara 20.9% - 29.6% V/V, saturasi air berkisar antara 40.1% - 68.8% V/V, Permeabilitas berkisar antara 79.6044 - 30695.541 MD, dan memiliki tebal lapisan net pay 21.5 - 230 feet. ......Duri Formation is a formation that acts as a reservoir in the Central Sumatra Basin and is one of the largest oil and gas producing formations in Indonesia. The research area is in the Mod Reservoir, Dai Field, Duri Formation, Central Sumatra Basin. This research was conducted by conducting 2 analyses, namely qualitative analysis and quantitative analysis. Qualitative analysis was carried out by analyzing the constituent lithology of the Duri Formation, and determining the facies and depositional environment of the Duri Formation. Meanwhile, quantitative analysis is carried out by means of petrophysical analysis which aims to obtain the main reservoir potential by calculating the value of petrophysical parameters, knowing the cut-off value of these petrophysical parameters so that a zone with prospects for carbon production is obtained. Based on qualitative analysis, it is known that the lithological formations of thorns are composed of sandstone, silt sandstone, and claystone, with the facies in the study area being the Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, and Sandflat facies with the depositional environment of Tide Dominated Estuary. While the petrophysic analysis shows that the effective zone containing carbon is the zone with shale volume values ??ranging from 14.7% - 53.6% V/V, effective porosity ranging from 20.9% - 29.6% V/V, air saturation ranging from 40.1% - 68.8% V /V, Permeability ranges from 79.6044 - 30695.541 MD, and has a thick layer of net pay 21.5 - 230 feet.

Abstrak :
Perhitungan cadangan hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui jumlah minyak dan gas dari suatu lapangan yang diindikasikan memiliki cadangan hidrokarbon. Untuk mendapatkan perkiraan jumlah cadangan dilakukan beberapa proses yang terutama adalah pemodelan reservoar yang dapat dibagi menjadi dua tahap utama yaitu pemodelan struktur dan pemodelan properti. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Pada penelitian kali ini didapatkan bahwa batuan reservoar memiliki nilai porositas rata – rata sebesar 0.2, nilai kandungan lempung rata – rata sebesar 0.6 dan nilai saturasi air rata – rata sebesar 0.5. Analisis multiatribut seismik digunakan untuk melakukan persebaran parameter petrofisika pada volum seismik. Atribut yang digunakan adalah inversi seismik sebagai atribut eksternal, Instantaneous Frequency, Amplitude Envelope, Cosine Instantaneous Phase dan Instantaneous Phase. Berdasarkan hasil analisis petrofisika dan pemodelan reservoar didapatkan potensi gas pada area sumur SMR-01 dengan arah persebaran reservoar pada azimuth 45˚ dengan nilai major direction 3700 dan minor direction 3200. Lapangan “MSS” didapatkan perkiraan cadangan jumlah GIIP sebesar 776553 103 sm3. ......Calculation of hydrocarbon reserves is a study to determine the amount of oil and gas from a field which is indicated to have hydrocarbon reserves. To get an estimate of the amount of reserves, several processes are carried out, mainly reservoir modelling can be divided into two main stages, structural modelling and property modelling. Petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters that are useful for characterizing reservoir rocks. In this study, it was found that the reservoir rock has an average porosity value is 0.2, an average clay content value is 0.6 and an average water saturation value is 0.5. Seismic multi-attribute analysis was used to perform the distribution of petrophysical parameters on seismic volume. The attributes used are seismic inversion as an external attribute, Instantaneous Frequency, Amplitude Envelope, Cosine Instantaneous Phase and Instantaneous Phase. Based on the results of petrophysical analysis and reservoir modelling, The gas reserves found in the SMR-01 well area with the reservoir distribution direction is 45˚ azimuth with a major direction value of 3700 and a minor direction of 3200. "MSS" field estimated reserves of GIIP are 776553 103 sm3.

Abstrak :
Daerah penelitian berada di Lapangan “K”, Cekungan Jawa Timur Utara, dengan Formasi Tuban dan Kujung sebagai fokus pada penelitian ini. Terdapat 6 (enam) sumur pada Lapangan “K”, dengan tujuan penelitian untuk mengidentifikasi zona hidrokarbon berdasarkan parameter petrofisika, kondisi reservoirnya dan jenis hidrokarbon yang terkandung, litologi daerah penelitian, dan menjelaskan fasies yang berkembang pada daerah penelitian berdasarkan studi elektrofasies. Litologi yang ditemukan pada daerah penelitian yaitu batugamping dan serpih. Metode penelitian yang digunakan yaitu analisis data log, yang ditunjang oleh data gas mudlogging, data cuttings, dan kalibrasi data core. Terdapat lima zona indikasi reservoir pada keenam sumur, yaitu Tuban A, Tuban B, Tuban C, Kujung A dan Kujung B. Zona ini ditetapkan melalui analisis data log, yang kemudian divalidasi oleh parameter petrofisika yaitu volum serpih, saturasi air, permeabilitas, porositas, dan pay summary. Kujung B memiliki kualitas reservoir yang terbaik, karena memiliki kandungan volum serpih paling kecil dengan rentang 0.11-0.28 v/v. Saturasi air kecil, berada dalam rentang 0.37-0.79 V/V. Porositasnya sebesar 15%-21%, yang diklasifikasikan sebagai bagus hingga sangat bagus oleh Rider (1986). Nilai permeabilitas yang dimiliki sebesar 2.1  hingga 111.75 mD, yang diklasifikasikan oleh Cannon (2016), sebagai cukup hingga baik. Rasio net-to-gross sebesar 0.300-0.779, dengan rata-rata sebesar 0.539, sehingga dapat dikatakan bahwa sebagian besar interval batuan yang dipertimbangkan merupakan net pay, dan dapat menjadi batuan reservoir yang baik. Berdasarkan hasil identifikasi jenis hidrokarbon oleh data gas mudlog, diindikasikan bahwa Kujung B memiliki kandungan yang didominasi oleh low saturation oil. Selain itu, ditemukan 5 (lima) fasies pada daerah penelitian, yaitu Coral Wackestone-Packstone, Foraminifera Wackestone-Packstone, Skeletal Wackestone-Grainstone, Shale, dan Skeletal Packstone. Fasiesnya diklasifikasikan menjadi tiga asosiasi fasies, yaitu Platform Interior Normal Marine (Open Marine), Platform-Margin Sand Shoals, dan Platform Interior Restricted. Lingkungan pengendapannya merupakan Carbonate Rimmed Shelves. ......The study area is located in “K” Field, Northeast Java Basin. Tuban and Kujung Formations are the focus on the research. There is 6 (six) wells on “K” Field, and this study aims to identify the prospect hydrocarbon zone based on petrophysical parameters, identify the type of hydrocarbon contained, the reservoir conditions, the lithology of study area, and the facies of the study area, based on electrofacies analysis. The lithologies found in the study area are limestone and shale. The research method of this study is well log analysis, supported by mudlogging gas data, cuttings data, and core data calibration. Five reservoir indication zones is assigned, namely Tuban A, Tuban B, Tuban C, Kujung A and Kujung B. These zones are determined log data analysis. Petrophysical parameters are calculated to validate the well log reading, including volume shale, water saturation, permeability, porosity and pay summaries. It is concluded that Kujung B has the best reservoir quality, because it has the smallest volume of shale with a range of 0.11-0.28 v/v. Low water saturation, in the range of 0.37-0.79 V/V. The porosity is averaged around 15%-21%, which is classified as good to very good by Rider (1986). The permeability value is 2.1 to 111.75 mD, which is classified by Cannon (2016), as moderate to good. The net-to-gross ratio is 0.300-0.779, with an average of 0.539, thus, most of the considered rock intervals of Kujung B are net pay, and can be potentially considered as good reservoir rocks. Based on mudlog gas reading, Kujung B contained low saturation oil, productive very wet gas or high gravity oil, productive oil, and very low gravity oil throughout all wells. It is interpreted that the study area is divided to 5 (five) facies, which are Coral Wackeston-Packstone, Foraminifera Wackestone-Packstone, Skeletal Wackestone-Grainstone, Shale, and Skeletal Packstone. These facies are associated with Platform Interior Normal Marine (Open Marine), Platform-Margin Sand Shoals, and Platform Interior Restricted. It can be concluded that the study area is deposited on carbonate rimmed shelves.

Abstrak :
ABSTRAK
Cekungan Sumatera tengah merupakan salah satu cekungan prospek hidrokarbon di Pulau Sumatera. Dalam studi ini, dilakukan upaya identifikasi jenis dan zona prospek hidrokarbon berdasarkan konsep analisis deteministik dan fungsi bobot dari masing–masing parameter petrofisika. Objek dalam studi ini berupa reservoar shaly sand yang berada pada Formasi Bekasap dan Bangko, Lapangan Mandala, Sumatera Tengah. Sebanyak delapan data sumur digunakan sebagai data utama dalam studi ini, disamping data core yang digunakan sebagai pengontrol dari nilai properti petrofisika. Studi yang dilakukan meliputi kontrol kualitas dari data sumur hasil akuisisi, koreksi dari kondisi lubang bor, pemodelan litologi dan fluida formasi, dan perhitungan nilai properti petrofisika. Litologi pada resevoar ini merupakan shaly sand dengan metode pengukuran saturasi air menggunakan model persamaan Dual Water dan porositas menggunakan neutron-densitas. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa seluruh sumur memiliki kolom oil yang potensial. Nilai properti petrofisika yang dihasilkan pada Lapangan Mandala berada pada kisaran kandungan lempung 35%, porositas 17%, saturasi air 69% dan permeabilitas 398.5 mD

---

ABSTRACT
Central Sumatera Basin is one of the hydrocarbon prospective basin in Sumatera Island. The objective of this study is for identifying of types hydrocarbon prospective zones based on deterministic analysis concept and weight function from it’s petrophysical parameter. Well data from eight wells is used as the main data in this study while core data is used as a controller for each results of petrophysical properties. The main target of this study is a shaly sand reservoir located in Mandala Field, Bekasap and Bangko Formation, Central Sumatera. Quality control of well data, environmental correction, lithology and fluid formation modeling, calculation of petrophysical properties value are included in this study. Water saturation has been analysed based on Dual Water saturation model because of shaly sand lithology and neutron-density are good indicator for porosity. Modeling result shows that each well has a potential oil column. Results of petrophysical properties value in Mandala Field is about 35% for clay volume value, 17% for porosity value, 69% for water saturation value and 398.5 mD for permeability value

Abstrak :
Karbonat Oligosen-Miosen di Cekungan Jawa Timur, atau Formasi Kujung 1, telah memberi kontribusi terhadap penemuan cadangan hidrokarbon sejak tahun 1990-an. Beberapa studi dilakukan untuk karakterisasi reservoar didominasi oleh penggunaan data pre-stack untuk membedakan antar fluida. Dengan adanya ketersediaan data seismik post-stack pada Lapangan “PATRA”, dilakukan integrasi antara analisis petrofisika dan analisis multi-atribut untuk melengkapi hasil inversi seismik post-stack. Studi ini menghasilkan volume petrofisika semu (kandungan serpih, porositas dan saturasi) menggunakan 5 kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut. Atribut ini termasuk atribut eksternal (impedansi akustik hasil inversi berbasis model) dan atribut internal (amplitudo sesaat, frekuensi sesaat, fase sesaat, polaritas semu, frekuensi rata-rata dan frekuensi dominan). Jika atribut impedansi akustik digunakan untuk menghasilkan parameter petrofisika, maka error berkisar pada 32-57%. Penggunaaan multi atribut, dan juga PNN, mengurangi error ini menjadi 32-40% hingga 19-35%. Interpretasi seismik terintegrasi ini memungkinkan untuk delineasi zona interest yang berpotensi. PROMETHEUS dengan ketebalan ~213 ft dan luas 58.268.238 ft2 memiliki rata-rata kandungan serpih, porositas dan saturasi air sebesar 0,12-0,25, 0,3 dan 0,7. Prospek ini memiliki estimasi Hydrocarbon Initially in Place sebesar ~930.835.102 scf. ......The Oligocene-Miocene carbonates of the East Java Basin, or the Kujung 1 Fm., have contributed significant hydrocarbon discoveries since the 1990s. Multiple studies conducted for reservoir characterization dominantly use pre-stack information to differentiate fluids. With the availability of post-stack seismic data Field “PATRA”, the integration of petrophysical analysis and multi-attribute analysis is done to enhance the results of post-stack inversion. This study created pseudo-petrophysical volumes (shale content, porosity and water saturation) using 5 combinations of seismic attributes through multi-attribute analysis. These attributes include external attributes (inverted P-Impedance from model-based inversion) and internal attributes (instantaneous amplitude, instantaneous frequency, instantaneous phase, apparent polarity, average frequency and dominant frequency). If a single attribute of P-impedance is used to derive the petrophysical parameter, the error ranges 32-57%. The use of multi attributes, and then PNN, reduced this error to 32-40% to 19-35%. The integration of seismic interpretation made it possible to delineate a potential zone of interest. PROMETHEUS with a thickness of ~213 ft and an area of 58,268,238 ft2 has average shale content, porosity and water saturation value of 0.12-0.25, 0.3 and 0.7. This zone of interest has an estimated Hydrocarbon Initially in Place of ~930,835,102 scf.

Abstrak :
Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoir yang potensial berada di formasi tualang dan lakat. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut seismik dan analisis petrofisika untuk melakukan karakterisasi reservoir pada daerah penelitian. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yaitu volume shale, porositas, dan saturasi air. Batuan reservoir potensial pada penelitian ini memiliki nilai volume shale dengan rentang 0.1 hingga 0.3, nilai porositas efektif dengan rentang 0.144 hingga 0.253, dan nilai saturasi air dengan rentang 0.45 hingga 0.79. Analisis multiatribut bertujuan untuk melakukan penyebaran parameter petrofisika pada area penelitian. Berdasarkan analisis multiatribut seismik didapatkan persebaran zona reservoir sandstone potensial formasi tualang dan lakat terkonsentrasi di daerah tinggian antiklin di tengah dan tenggara area penelitian dengan rentang nilai volume shale dari 0.05 hingga 0.65 dan nilai porositas efektif dengan rentang 0.1 hingga 0.25. Zona tersebut berada pada daerah tinggian yang dikontrol oleh antiklin sesar yang berarah NW-SE sehingga zona tersebut memiliki potensi menjadi jebakan struktural hidrokarbon. Struktur antiklin ini juga mengendalikan proses migrasi sekunder dari formasi kelesa yang dikembangkan di graben yang terletak sekitar 15 km south east (tenggara) dari area penelitian. ......The Central Sumatra Basin is one of the largest oil and gas-producing regions in Indonesia, with one of its potential reservoirs located in the Tualang and Lakat formations. This study uses seismic multi-attribute method and petrophysical analysis to characterize the reservoir in the study area. The petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters, namely shale volume, porosity, and water saturation. The potential reservoir rock in this study has a shale volume ranging from 0.1 to 0.3, effective porosity ranging from 0.144 to 0.253, and water saturation ranging from 0.45 to 0.79. The multi-attribute analysis aims to map the distribution of petrophysical parameters across the study area. Based on the seismic multi-attribute analysis, the distribution of potential sandstone reservoir zones in the Tualang and Lakat formations is concentrated in the anticline highs in the central and southeastern parts of the study area, with shale volume values ranging from 0.05 to 0.65 and effective porosity values ranging from 0.1 to 0.25. These zones are located in high areas controlled by NW-SE trending fault anticlines, suggesting that these zones have the potential to become hydrocarbon structural traps. This anticline structure also controls the secondary migration process from the Kelesa formation, which is developed in the Binio Trough, located approximately 15 kilometers southeast of the study area.

Abstrak :
Cadangan minyak dan gas bumi saat ini kian menipis sehingga diperlukan metode yang tepat dalam ekplorasi untuk mencari zona prospek yang baru guna menjaga kestabilan produksi cadangan. Analisis petrofisika merupakan salah satu metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi batuan reservoir dengan tujuan mengidentifikasi zona prospek dan jenis hidrokarbon yang terkandung. Reservoir karbonat merupakan salah satu reservoir produsen hidrokarbon terbesar di Indonesia karena batuan karbonat memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang baik. Pada penelitian ini dilakukan karakterisasi batuan gamping sebagai reservoir pada Formasi Baturaja yang berlokasi di Cekungan Jawa Barat Utara. Data yang digunakan berupa 2 data sumur beserta data core. Data Log Well-1 yang terdiri dari data kedalaman, Caliper, Gamma Ray, SP, Resistivitas, DT, NPHI, RHOB, DRHO, PEF. Data log well-1 yang digunakan terdiri dari 19.577 titik data pada kedalaman 347 – 3330 meter. Data Log Well-2 yang terdiri dari data kedalaman, Caliper, Gamma Ray, SP, ILD, ILM, MSFL, DT, NPHI, RHOB. Data well-2 tersebut terdiri dari 11.829 titik data pada kedalaman 1173 – 2976 meter. Metodologi yang dilakukan antara lain: koreksi lingkungan, zonasi, korelasi antar sumur, analisis volume clay, perhitungan nilai resistivitas air formasi, interpretasi porositas dan saturasi air, perhitungan permeabilitas, penentuan nilai penggal/cutoff, dan perhitungan saturasi hidrokarbon. Didapatkan informasi berupa log parameter petrofisika yaitu: porositas, permeabilitas, kandungan lempung, saturasi air, saturasi hidrokarbon. Berdasarkan metode yang digunakan didapati bahwa zona potensi reservoir dan zona potensi lapisan produktif pada Well-1 berada pada kedalaman 2374.2-2394.7 dan 2488.2-2507.2 meter. Pada Well-2 didapatkan zona potensi dengan kedalaman 2345.8-2363.8 meter, 2373.8-2434.3 meter, dan 2447.8-2465.3. Zona potensi ini divalidasi dengan analisis data core menggunakan metode Petrophysical Rock Type (PRT) melalui pendekatan Hydraulic Flow Unit (HFU) untuk mengklasifikasikan tipe batuan dan mendeskripsikan karakteristik petrofisika dari reservoir. ......Oil and gas reserves are currently depleting, so proper methods are required in exploration to discover new prospect zones to maintain the stability of reserve production. One of the methods for identifying the prospect zone and type of hydrocarbons contained in reservoir rocks is petrophysical analysis. Because carbonate rocks have a high porosity and permeability value, they are one of Indonesia's largest hydrocarbon producing reservoirs. The characterization of limestone as a reservoir in the Baturaja formation in the North West Java Basin was studied in this research. T The data was obtained in the form of two wells and core data. Depth data, Caliper, Gamma Ray, SP, resistivity, DT, NPHI, RHOB, DRHO, and PEF are all included in the Well-1 Log Data. There are 19,577 data points in the well-1 log data, which was collected at a depth of 347–3330 meters. Well-2 Log Data consisting of depth data, Caliper, Gamma Ray, SP, ILD, ILM, MSFL, DT, NPHI, RHOB. The well-2 data consists of 11,829 data points at a depth of 1173 - 2976 meters. Methodologies include: environmental correction, zoning, correlation between wells, clay volume analysis, calculation of water resistance values formation, interpretation of porosity and saturation of water, calculation of permeability, determination of cutoff values, and calculation of hydrocarbon saturation. Information obtained in the form of logs of petrophysical parameters, namely: porosity, permeability, clay content, water saturation, hydrocarbon saturation so that it is known. Based on the method used it is found that the reservoir potential zone and productive layer potential zone in Well-1 are at depths of 2374.2-2394.7 and 2488.2-2507.2 meters. In Well-2 obtained potential zones with a depth of 2345.8-2363.8 meters, 2373.8-2434.3 meters, and 2447.8-2465.3. Core data analysis using the petrophysical rock type (PRT) method through the Hydraulic Flow Unit (HFU) approach to classify rock type and describe petrophysical characteristics of reservoir validates this potential zone.

Abstrak :
Aplikasi Inversi Seismik Post-Stack dan AVO dalam penyebaran Lapisan Hidrokarbon Gas Pada Lapangan Nauli Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan Lapangan Nauli adalah salah satu lapangan marginal yang berada di wilayah Barat Indonesia dan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon minyak dan gas. Lapangan ini berada pada Cekungan Sumatera Selatan dengan target reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar. Tujuan dari penelitian ini adalah mengindentifikasi fluida hidrokarbon gas dari data log sumur dan mengintegrasikan dengan data seismik untuk mengetahui kemungkinan penyebarannya di seluruh lapangan. Karakteristik reservoir seperti porositas dan saturasi air dihitung pada masing-masing lapisan di tiap sumur. Metode seismik inversi dipilih untuk memperkirakan attribut P-impedance Zp , S-impedance Zs dan densitas r . Inversi Amplitude Versus Offset diterapkan dengan menggunakan attribut Lambda-Mu-Rho. Perubahan pada hasil inversi Lambda-Mu-Rho dapat memberikan informasi mengenai litologi dan kandungan fluida di dalam pori-pori reservoir. Hasil analisis dan pengolahan mendapatkan nilai porositas efektif pada Lapangan Nauli berkisar antara 10-20 p.u dengan saturasi air 20-70 dengan ketebalan Net pay berkisar antara 2-8 meter. Inversi post-stack menunjukkan adanya anomali impedansi pada skala waktu 1580 ndash; 1590 ms dengan nilai impedansi 22.000 ndash; 25.000 m/s g/cc. Hasil analisis petrofisika menunjukkan posisi ini pada lapisan-X yang merupakan salah satu lapisan pembawa gas gas bearing layer . Attribut inversi AVO Lambda-Mu-Rho LMR mengkonfirmasi adanya kehadiran gas pada anomali impedansi tersebut yang ditandai dengan nilai Lambda-Rho sebesar 11-20 Gpa g/cc relatif bernilai lebih kecil dari nilai Mu-Rho yaitu sebesar 28-32 Gpa g/cc.

---

Title Application of Seismic Post Stack Inversion and AVO for Gas Reservoir Delineation in Nauli Field, Talang Akar Formation South Sumatera Basin. Nauli Fields is one of the marginal fields located in the western region of Indonesia and has been proven to produce oil and gas hydrocarbons. This field is located in the South Sumatra Basin with target reservoir is sandstone from Talang Akar Formation. The purpose of this study is to integrate petrophysical interpretation and seismic data analysis.Reservoir characterization such as porosity and water saturation calculated for each layer within the wells. Seismic inversion methods chosen to estimate the attributes of P impedance Zp , S impedance Zs dan densitas r . AVO inversion applied using Lambda Mu Rho attribute can provide information on lithology dan fluids content in the reservoirs. Data processing and analysis shows that the effective porosity for Nauli Field is 10 20 porosity unit p.u with 20 70 water saturation. The thickness of net pay is 2 8 meters. Post stack inversion shows impedance anomaly around 1580 1590 ms with value 22.000 25.000 m s g cc. Petrophysics analysis estimate this anomaly in layer x with gas fluid estimated. Lambda Mu Rho attribute confirm this fluid with lower Lambda Rho values around 11 20 Gpa g cc than Lambda Rho values around 28 32 Gpa g cc.