Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Telah dilakukan penelitian di lapangan "SG" pada Formasi Talang Akar Sub-Cekungan Jambi dengan studi inversi Acoustic Impedance (AI) dan Elastic Impedance (EI) untuk mengkarakterisasi reservoar. Struktur geologi yang berkembang disekitar daerah penelitian merupakan tinggian Sungai Gelam yang memiliki arah timurlaut (NE) - baratdaya (SW) dengan fasies fluvial pada Formasi Lower Talang Akar dan shallow marine pada Formasi Upper Talang Akar. Metode AI yang melibatkan kecepatan gelombang P (VP) dan densitas menjadi kurang sensitif untuk kehadiran fluida. Untuk itu dilakukan metode EI dengan melibatkan kecepatan gelombang P (VP), kecepatan gelombang S (VS), dan densitas sehingga lebih sensitif terhadap kehadiran fluida. Metode AI di lakukan pada data seismik post stack yang diinversi menghasilkan Volume AI untuk mengetahui lithology sedangkan metode EI dilakukan pada data seismik pre-stack dalam bentuk gather yang di mulai dengan super gather, kemudian merubah domain offset menjadi sudut (angle gather) dan menghasilkan data seismik near angle stack dan far angle stack yang selanjutnya diinversi menghasilkan volume EI near dan far untuk mengetahui sebaran fluida gas dengan pemilihan zona gas berdasarkan crossplot hasil inversi EI near dan far. Di dapatkan hasil pada penampang AI, zona sand berada pada nilai 20.500 ft/s*g/cc sampai dengan 29.000 ft/s*g/cc dan hasil crossplot inversi EI near dan far pada zona sand yang berpotensi mengandung gas didapatkan ketika nilai EI far lebih kecil dibandingkan nilai EI near. Sebaran reservoar yang berpotensi mengandung gas berada di sebelah barat daya sampai ke utara daerah penelitian ini. ...... Acoustic Impedance (AI) and Elastic Impedance (EI) inversion study had been done on “SG” field on Talang Akar Formation, Sub-Basin Jambi for reservoir characterization. Geological structure that developed in this study area is a Sungai Gelam high which has North East (NE) – South West (SW) direction with fluvial facies in Lower Talang Akar Formation and also shallow marine facies in Upper Talang Akar Formation. AI method which involve P-wave velocity and density is insensitive to fluid. Thus, EI method which involve P-wave velocity, density and S-wave velocity implemented to made more sensitive to fluid presence. AI method had been done on seismic post stack data which inverted to AI volume to understand lithology of the field while EI method had been done on pre-stack seismic data gather which starts with super gather, then transform offset domain to angle domain and generate seismic near angle stack and far angle stack herein after inverted to generate EI volume near and far to perceive gas fluid distribution by gas zone selection based on crossplot inversion result of EI near and far. The result on AI section, sand zone is on 20,500 ft/s*g/cc up to 29,000 ft/s*g/cc and result of crossplot inversion EI near and far on sand zone, which potentially contain gas, obtained when EI far smaller than EI near. Reservoir distribution and potentially contain gas is on South-West to North of this area.

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 :
Sebuah penelitian untuk mengidentifikasi konten fluida pada reservoar menggunakan analisis AVO Amplitude Variation with Offset dan studi inversi Elastic Impedance pada lapangan ldquo;V rdquo; yang berlokasi di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur telah dilakukan. Data seismik partial angle stack yang diolah dengan menggunakan analisis AVO dan inversi Elastic Impedance menghasilkan output berupa penampang seperti Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo;s Ratio Changed, Near Angle Inverted, dan Far Angle Inverted untuk diinterpretasikan lebih lanjut. Analisis atribut AVO yang dilakukan termasuk pada anomali AVO kelas III low impedance contrast sand , dan untuk lebih lanjut lagi dilakukan proses inversi Elastic Impedance dengan mengolah data tigasumur VB2, VA1ST, VA3 dan dihasilkan output berupa EI near log dan EI far log sebagai pengontrol proses inversi Elastic Impedance. Selain itu dilakukan juga krosplot antara sumur dan dan penampang inversi untuk menentukan persebaran fluida pada reservoar. Didapatkan hasil pada penampang inversi EI near, zona gas berada pada nilai 9000 ft/s g/cc sampai dengan 14200 ft/s g/cc , dan pada penampang inversi EI far, zona gas berada pada nilai 1100 ft/s g/cc sampai dengan 1600 ft/s g/cc pada top reservoar dengan rentang waktu 2800-3400 ms. Dari hasil analisis peta slicing analisis atribut AVO dan inversi Elastic Impedance EI menunjukkan bahwa daerah peneybaran reservoar batu pasir memiliki arah orientasi Barat menuju Timur Hingga Tenggara.

---

A study case of identification fluid content using AVO Amplitude Variation with Offset analysis and Elastic Impedance inversion on ldquo V rdquo field located at Kutai Basin was did. Seismic partial angle stack was processed by using analysis of AVO and Elastic Impedance inversion produced output section such as Intercept A , Gradient B , Product A B , Scaled Poisson rsquo s Ratio Changed, Near Angle Inverted, and Far Angle Inverted for further interpretation. AVO attribute analysis performed on the data field was included in class III AVO anomalies low impedance contrast sand , and the Elastic Impedance inversion process was further performed by the three well VB2, VA1ST, VA3 data processing and create log near EI and far EI as the inversion process controller. Also perfomed well crossplot between wells and inverted EI to determine the cross section distribution on fluid in the reservoir. Result obtained in cross section inverted near angle zone that the gas is at the value of 9000 ft s g cc up to 14200 ft s g cc , and the cross section inverted far angle that the gas is at the value of 1100 ft s g cc up to 1600 ft s g cc at top reservoir in the period 2900 3300 ms. By slicing top reservoir map of AVO attribute and Inverted EI, reservoir distribution of channel slobe sandstone have orientation direction from West to East until South East.

Abstrak :
Telah dilakukan analisis AVO (Amplitude Variation With Offset) dan studi inversi Elastic Impedance pada lapangan Penobscot, untuk mengkarakterisasi dan mengidentifikasi kandungan dan persebaran fluida pada reservoar. Pada implementasinya data seismik pre-stack yang diolah dengan menggunakan analisis AVO dan inversi Elastic Impedance menghasilkan output berupa penampang seperti Intercept (A), Gradient (B), Produk A*B, Scaled Poisson?s Ratio Changed, Near Angle Inverted, dan Far Angle Inverted untuk diinterpretasikan lebih lanjut, sehingga dapat dilakukan karakterisasi reservoar dan diketahui persebaran fluida pada reservoar tersebut. Analisis attribut AVO yang dilakukan pada data lapangan Penobscot termasuk pada anomali AVO kelas III (porous gas-sandstone), dan untuk lebih lanjut lagi maka dilakukan proses inversi Elastic Impedance dengan dilakukannya pengolahan data sumur dan dihasilkan output berupa EI near log dan EI far log sebagai pengontrol proses inversi Elastic Impedance. Selain itu dilakukan juga krosplot antara sumur dan penampang inversi untuk menentukan persebaran fluida pada reservoar. Didapatkan hasil pada penampang inversi EI near, zona gas berada pada nilai 17500 ft/s*gr/cc sampai dengan 22500 ft/s*gr/cc, dan pada penampang inversi EI far, zona gas berada pada nilai 10000 ft /s*gr/cc sampai dengan 15000 ft /s*gr/cc pada top AP2 ( top reservoar) pada rentang waktu 2000 - 2050 ms.

---

AVO (Amplitude Variation With Offset) analysis and Elastic Impedance inversion studies in the Penobscot field have been performed, to characterize and identify the content and distribution of fluid in the reservoir. In the implementation, seismic data pre-stack was processed by using analysis of AVO and inversion Elastic Impedance produced output section such as Intercept (A), Gradient (B), Product A*B, Scaled Poisson's Ratio Changed, Near Angle Inverted, and Far Angle Inverted for further interpretation. Reservoir characterization thus can be done and the distribution of fluid in the reservoir can be observed. AVO attribute analysis performed on the data field on the Penobscot, was included in class III AVO anomalies (gas-porous sandstone), and the Elastic Impedance inversion process was further performed by the well data processing and the resulting output from the log near EI and EI far as the log Elastic Impedance inversion process controller. Also performed well krosplot between wells and inversion to determine the cross-sectional distribution of fluid in the reservoir. Results obtained in cross section near EI inversion zone, the gas is at the value of 17500 ft / s * gr / cc up to 22500 ft / s * gr / cc, and the cross-section inversion EI far, the gas zone is in the 10000 ft / s * gr / cc up to 15000 ft / s * gr / cc at the top AP2 (top reservoir) in the period 2000 to 2050 ms.

Abstrak :
Metoda seismik inversi saat ini memegang peranan penting dalam dunia eksplorasi sebagai alat identifikasi parameter fisis suatu batuan, dan terkadang untuk identifikasi hidrokarbon dalam suatu reservoir. Dalam penelitian ini dipilih metoda inversi Extended Elastic Impedance (EEI) yang merupakan perluasan dari metoda Elastic Impedance (EI) dengan cara merubah |sin2θ| dengan tan χ dalam persamaan Elastic Impedance. Variabel χ mempunyai harga antara -90o dan 90o yang merupakan range sudut untuk memperoleh parameter fisik batuan. Dengan menggabungkan parameter intercept dan gradient dengan sudut (χ) yang optimum akan menghasilkan reflektivitas parameter fisik batuan tersebut. Tujuan studi ini adalah meneliti aplikasi metode EEI sebagai alat untuk menghasilkan prediksi berbagai parameter fisik batuan termasuk Lambda-Mu-Rho (LMR) yang dapat menunjukkan keberadaan sebaran reservoir dan keberadaan hidrokarbon di dalam lapisan reservoir. Hasil dari studi ini diperoleh dengan melakukan korelasi antara log LMR dengan model log EEI untuk mendapatkan harga sudut optimumnya. Sudut optimum Lambda-Rho yang diperoleh sebesar 18o dengan korelasi 0.7 dan Mu-Rho sudut optimumnya sebesar -45o dengan korelasi 0.9. Dari slicing hasil inversi reflectivity Lambda-Rho dan Mu-Rho menunjukkan akumulasi gas berada pada 10 ms ? 30 ms di bawah Formasi Talang Akar yang berada pada daerah tinggian dari struktur dan yang bukan merupakan tinggian, sehingga menunjukkan jebakan yang terjadi merupakan jebakan struktur dan stratigrafi. ......The Seismic Inversion method are important in the exploration nowadays, as tool to identify the basic physics of rocks, and also to determine the hydrocarbon in a reservoar. In this study, Extended Elastic Impedance (EEI) is extension of Elastic Impedance (EI) with modify the definition of Elastic Impedance beyond the range of physically meaningful angles by substituting tan χ for sin2θ in the two-term reflectivity equation. The primary variable now becomes χ rather than θ. The χ has vary between -90o and 90o , which gives an extension of EI for any combination of intercept and gradient. With combine χ optimum can create physic parameters reflectivity. The aim this study is apply EEI method as tool to predict rock physic parameters include Lambda-Mu-Rho (LMR) can determine hydrocarbon presence in a reservoar. The study result is gained through the correlation between LMR log and EEI log model to get an optimum angle. The correlation extracting Lambda-Rho optimum angle is 18o with coefficient correlation 0.7 and Mu-Rho optimum angle is -45o with coefficient correlation 0.9. Lambda-Rho dan Mu-Rho inversion slices show the gas presence at 10 ms to 30 ms below Talang Akar Formation and also describe that the traps are stratigraphyc and structural.

Abstrak :
Formasi X merupakan target utama di Lapangan Marlin, yang merupakan lapangan gas, berlokasi di Viosca Knoll, lepas pantai Louisiana, Gulf of Mexico. Reservoar yang utama adalah lapisan batupasir tebal, berumur Miosen Tengah, memiliki ciri amalgamated sheet, seperti endapan turbidit pada intraslope basin. Untuk karakterisasi properti batuan di lapangan ini, apabila hanya dengan mengaplikasikan analisis AVO dan impedansi akustik (P-impedansi) saja akan memberikan ketidakpastian yang besar pada hasilnya. Oleh karena itu, Elastic Impedance (EI) dan Simultaneous Inversion diaplikasikan pada interval formasi X ini. Aplikasi metoda inversi EI digunakan untuk memprediksi zona batupasir yang mengandung gas, dengan menggunakan sumur UI-1 dan UI-3 sebagai referensi untuk memprediksi properti reservoir di sumur UI-2, dilanjutkan dengan menganalisis penyebarannya dengan menggunakan partial post stack 3D seismic data. Metoda simultaneous inversion juga telah diaplikasikan sebagai metoda alternatif untuk memprediksi pore gas (Lambda-Rho) dan distribusi porositas, dengan menggunakan partial pre stack 3D seismic data yang diinversi secara simultan; dan dengan menggunakan sumur UI-1 dan UI-3 sebagai referensi untuk memprediksi properti reservoar di sumur UI-2 pada Lapangan Marlin. Kedua metoda tersebut memberikan hasil yang saling mendukung satu sama lainnya. EI dapat memprediksi wet zone pada sumur UI-2 seperti juga halnya simultaneous inversion. Kombinasi hasil kedua metoda tersebut akan mendapatkan perpotongan zona lapisan batupasir, maka zona dengan tingkat kepastian tertinggi atau yang paling mungkin memiliki reservoir batupasir gas dapat dipetakan. Porositas and prediksi pore gas diperkirakan sebesar 20 sampai 30 persen dan 5 sampai 15 GPa*g/cc di dalam lapangan tersebut. Dari hasil studi ini, dapat disimpulkan bahwa kedua metode ini dapat digunakan sebagai alternatif untuk memprediksi karakter reservoar formasi X di lapangan Marlin dan lapangan lainnya yang memiliki kondisi geologi yang mirip untuk mengurangi ketidakpastian dalam eksplorasi hidrokarbon. ......X formation is the main target of Marlin field, a gas field, situated in Viosca Knoll area, offshore Louisiana, Gulf of Mexico. Main reservoir sands are thick, middle Miocene amalgamated sheet-like turbidite sands deposited in an intraslope basin. The use of AVO analysis and acoustic impedance (P-impedance) only to characterize rock properties in this field will lead us into large uncertainty. Therefore, to overcome that issue, elastic impedance (EI) inversion and simultaneous inversion are introduced and applied within X formation interval. EI inversion is applied to predict gas sand area, using well UI-1 and UI-3 as the reference to predict reservoir properties in UI-2 well, then delineate the area using partial post stack 3D seismic data. Simultaneous inversion is also applied as an alternative method to predict the pore gas (Lambda-Rho) and porosity distribution, using partial pre stack 3D seismic data which are inverted simultaneously; then UI-1 and UI-3 well data which will be used as a reference well for predicting reservoir properties in UI-2 at Marlin field. The results from both methods are supported each other. EI inversion result can predict wet zone in well UI-2 as well as simultaneous inversion result. By combining the two methods and drawing the intersection of the good gas sandstone reservoir from both methods, the maximum confident or the most likely of gas sandstone reservoir area can be delineated. Porosity and pore gas prediction suggested around 20 to 30 percent and 5 to 15 GPa*g/cc respectively, throughout the field. Hence, this combined method could be used as an alternative to predict X reservoir properties in Marlin field or could be applied to other fields with similar geological condition to reduce exploration uncertainty.

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 :
Metode inversi EEI dapat mengkarakterisasi reservoar batuan, baik litologi maupun kandungan fluida pengisi pori. Metode EEI diharapkan dapat mengkarakterisasi reservoar di lokasi penelitian yang memiliki perselingan batuan pasir dan lempung dengan ketebalan kurang dari 60 ft. Parameter-parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah parameter yang memiliki koefisien korelasi yang tinggi antara log target dan log parameter pada sudut tertentu best chi angle . Parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah impedansi P AI , Vp/Vs, porositas total PHIT , dan volum lempung VCL. Hasil dari penelitian menunjukkan bahwa Formasi Lower Sihapas memiliki batuan pasir yang lebih dominan dibandingkan dengan Formasi Upper Sihapas. Pada batuan pasir di Formasi Lower Sihapas terdapat konten minyak yang ditandai dengan nilai volume lempung rendah, Vp/Vs rendah, dan saturasi air bernilai 25 - 60. ......EEI inversion method can characterize reservoir rock, either lithology and fluid content. EEI method hopefully can characterize reservoir in research area that have lithology of sand and shale which have less than 60 ft thickness. Parameters that are used in EEI inversion are parameters that have high value of correlation coefficient Parameters that are used in this research are P impedance, Vp Vs, total porosity PHIT , and volume of clay VCL. The results show that lithology in Lower SIhapas Formation have more dominant sandstone than Upper Sihapas Formation. Sandstone in Lower Sihapas Formation have oil content which is identified by low value of VCL, low value of Vp Vs, and water saturation value range from 25 60.

Abstrak :
Lateral lithology and saturation heterogeneities are key aspects of reservoir characterization. Amplitude versus offset (AVO), which is based on the change in reflection response caused by the change in incident angle, provides the relationship between reservoir parameters, petrophysical parameters, and elastic constants. Conventional AVO analysis and modeling by iteratively picking on the reflection event can sometimes be challenging due to practicalities of picking, resolution problems, and thin layer effects. Lithofacies identification based on seismic impedance inversion can alleviate these difficulties. Impedance inversion is also relatively free from the horizon interpretation problem, which can be subjective in heterogeneous reservoirs. In this study, we modify the Extended Elastic Impedance (EEI) method to predict lateral lithologic and saturation heterogeneities from seismic data. To validate the developed method, we apply Simultaneous AVO inversion. The modified extended elastic impedance method uses a least squares weight combination of intercept and gradient to produce lateral and vertical elastic parameters or log analysis of interest. This method provides more reliable and stable results compared to the original extended elastic impedance. In addition, the method produces any type of elastic parameter without an explicit relation function.

Abstrak :
Telah dilakukan penelitian pada reservoar karbonat di Lapangan "D" yang terletak pada cekungan Jawa Timur. Inversi seismik extended elastic impedance (EEI) digunakan untuk mengidentifikasi distribusi reservoar hidrokarbon pada reef karbonat. Pada sudut tertentu (χ) 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 χ sebesar 12º (r=0.987287478) untuk parameter Lamda Rho, sedangkan parameter Mu Rho diperoleh nilai sudut χ sebesar -13º (r=0.995584548). Post stack inversi seismik sparse spike digunakan terhadap volum scaled reflectivity untuk mendapatkan seismik cube LMR. Sebagai hasilnya, sensitivitas parameter LMR terhadap keberadaan hidrokarbon digunakan untuk mengetahui kandungan fluida reservoar. Sumur D-02 memiliki potensi kandungan hidrokarbon yang cukup banyak dibandingkan dengan sumur D-01. Kemudian hasil inversi EEI digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar karbonat yang berarah Utara semakin dalam menyebar kearah Selatan dan membelok kearah Barat Daya. ......A study of characterization of carbonate reservoir has been done in Field "D" located at East Java basin. Extended elastic impedance (EEI) seismic inversion was applied to identify the distribution of hydrocarbon reservoir in a reef carbonate. 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 12º (r = 0.987287478) for Lambda Rho parameters, while the Mu Rho parameter obtained the value of  angle -13º (r = 0.995584548). Post Stack Sparse Spike Seismic Inversion is applied to scaled reflectivity seismic cube to get LMR seismic cubes. As Results, sensitivity of LMR parameter with the presence of hydrocarbons is used the fluid content of reservoir. D-02 well has potential hydrocarbon content than D-01 well. Then, EEI inversion results are used to determinate carbonate reservoir distribution that its direction at North so deeply the distribution spread to South and divert to Southwest.