Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan Jawa Barat Utara terbukti merupakan penghasil hidrokarbon yang cukup besar di Indonesia. Reservoir target merupakan resevoir karbonat formasi baturaja yang diendapkan pada kala Miosen.Pada reservoar karbonat perlu dilakukan karakterisasi untuk mengetahui jenis Fasies,lingkungan pengendapan, kualitas petrofisika dan penyebaran Impedansi Akustik dan penyebaran Porositas dengan parameter berupa analisa thin section dan data core, analisa wireline log, interpretasi seismik dan analisa inversi untuk mengetahui proses Diagenesa porositas, penyebaran porositas zona hidrocarbon dan ketebalan reservoar tersebut untuk mendapatkan informasi reservoar.Data penelitian terdiri dari 412 inline dan 2160 xline seismik tiga dimensi (3D) serta data log sumuran (UI-1,UI-2 dan UI-3). Hasil dari penelitian ini adalah pada lapangan Bimo ditemukan 3 fasies yatu Mudstone,Wackestone dan Packedstone berdasarkan klasifikasi dari dunham, didapatkan pula diagenesa nya adalah dolomitisasi, sementasi, mikritisasi dan disolusi. Sementara lingkungan pengendapannya dalah Lagoon dan Back reef dengan lingkungan diagenesa nya adalah freatik dan pencampuran.Dari klasifikasi Dunham fasies dan lingkungan pengendapan yang ditemukan mengindikasikan lingkungan laut dangkal. Pada analisa petrofisika didapat porositas pada sumur UI-1,UI-2, dan UI-3 yaitu 0.16,0.22 dan 0.2 dengan ketebalan reservoar 3.5, 2 dan 37 ft menunjukan pada sumur UI-3 yang memiliki reservoar yang tebal. Sementara pada nilai AI yaitu 16250-24000  ft/s*gr/cc pada sumur UI-1,18750-23475 ft/s*gr/cc pada sumur UI-2 dan juga 16175 dan 18175 ft/s*gr/CC pada sumur UI-3.Hasil tersebut menunjukan pada litologi karbonat memiliki nilai Impedansi Akustik yang lebih besar daripada litologi shale. Penelitian ini menyimpulkan bahwa zona reservoar dipengaruhi oleh diagenesa dari batuan Karbonat dan juga penyebaran nilai Impedansi Akustik dimana saat Impedansi Akustik kecil porositas besar dikarenakan semakin besar Impedansi Akustik maka nilai densitas batuan semakin besar. ......The North West Java Basin is proven to be a large hydrocarbon producer in Indonesia. With reservoar Carbonate which is a hydrocarbon producer of 60% in the world it is necessary to characterize it to determine the quality of the reservoar. This basin is deposited in baturaja formations in the miocene age. Carbonate reservoars need to be analyzed by analyzing thin section and core data, wireline log analysis, seismic interpretation and inversion analysis to determine the porosity formation process, the spread of hydrocarbon zone porosity and the thickness of the reservoar.The research data consisted of 412 inline and 2160 xline three-dimensional seismic (3D) and well log data (UI-1, UI-2 and UI-3). The results of this study were found in field Bimo 3 facies of Mudstone, Wackestone and Packestone based on the classification of dunham. Then the diagenesis was obtained as dolomitization, cementation, micritization and dissolution. While the depositional environment is Lagoon and Back Reef with its diagenetic environment is Phreatic and mixing. In petrophysical analysis obtained porosity in wells UI-1, UI-2, and UI-3 namely 0.16.0.22 and 0.2 with reservoar thickness 3.5, 2 and 37 ft while at AI value is 16250-24000 Ft / s * gr / cc at well UI-1,18750-23475 ft / s * gr / cc in wells UI-2 and also 16175 and 18175 Ft / s * gr / CC in well UI-3. This study concludes that the reservoar zone is influenced by the diagenesis of carbonate rocks and also the spread of AI values where when large AI is a large porosity due to large AI feeds, the value of the rock descent is greater."

"Pemodelan sifat fisik batuan yang telah dilakukan dengan menggunakan data seismik, data sumur dan atribut seismik untuk mempelajari penyebaran kualitas reservoir pada daerah laut dangkal Natuna di lapangan N. Pemodelan dimulai dengan menentukan batasan vertikal reservoir dengan membagi litologi sand dan shale kedalam bentuk diskrit. Konstrain antara data litologi dengan atribut seismik ditentukan oleh koefisien dan probabilitas kemunculan pendekatan nilai. Pemodelan sebaran litologi berdasarkan variogram dengan statistik dan analisis atribut impedansi akustik. Hasil pemodelan sifat fisik batuan pada tiap sumur dijadikan acuan untuk menentukan kualitas reservoir di suatu titik. Penyebaran model petrofisika diprediksi dengan menggunakan Sequential Gausian Simulation. Jumlah sumur yang terbatas pada lapangan ini menjadi isu penting yang menyebabkan variogram kurang berperan dalam analisis data sehingga penyebaran model petrofisika lebih ditekankan dari analisis pengendapan reservoir. Hasil distribusi facies pada formasi Upper Arang terutama pada lapisan AA-20 dan AA-40 dominan berada pada daerah antiklin disekitar sumur dan perkembangan reservoir lebih ke arah barat. Pemodelan facies digunakan sebagai panduan dan kontrol untuk mendistribusikan properti reservoir dalam model geologi 3D yang ditampilkan dalam peta distribusi reservoir yang berupa penyebaran porositas, saturasi air dan Net to Gross. ......Physical properties modeling of rocks that have been done using seismic data, well data and seismic attributes to study the distribution of reservoir quality in shallow marine areas of the field N. Modeling begins by determining the vertical border of the reservoir with sand and shale lithology, which is divided into discrete form. Constraints between data lithology and seismic attribute determined by the coefficients and probability of occurrence value. Lithological distribution is based on variogram modeling with statistics and analysis of acoustic impedance attribute. The results of the physical properties modeling of rocks in each of the wells is used as a reference for determining the quality of the reservoir at a point. The distribution of petrophysical model is predicted using Gausian Sequential Simulation. Limited number of wells in this field becomes an important issue that causes less variogram plays a role in data analysis so that the distribution of petrophysical models emphasized more than the analysis of reservoir sedimentation. The results of facies distribution in Upper Arang formation mainly in the lining of AA and AA-20-40 dominant anticline located on the area around the well and reservoir development further to the west. Facies modeling is used as a guide and control to distribute the reservoir properties in a 3D geological model shown in the map of the spread of the distribution of reservoir porosity, water saturation and Net to Gross."

"Dalam studi ini, dilakukan identifikasi reservoar berdasarkan konsep evaluasi flow unit dan bekerja berdasarkan fungsi bobot dari masing - masing parameter petrofisika. Terdapat tiga data sumur yang digunakan sebagai data utama dalam studi ini. Selain itu juga tersedia data core yang digunakan sebagai pengontrol dari nilai properti petrofisika yang dihasilkan. Inversi AI juga tersedia pada penelitian ini sebagai data utama yang digunakan sebagai pembantu untuk mengidentifikasi dan menginterpretasi litologi bawah permukaan zona prospek. Interpretasi dilakukan pada penampang seismik composite line dan objek dalam studi ini berupa reservoar batupasir yang berada pada Formasi Bekasap, Lapangan X, Sumatera. Studi yang dilakukan meliputi perhitungan nilai properti petrofisika serta analisis formasi berdasarkan evaluasi flow unit. Hasil pemodelan akan menunjukkan bahwa terdapat zona yang memiliki kualitas reservoar yang baik berdasarkan data hasil zonasi flow unit dan ditunjang dengan data hasil analisis Petrofisika.

---

In this study, identification of reservoir in wells based on flow unit evaluation concept, were performed and work on each petrophysical parameter function. There are three wells data used as the main data in this study. Core data is also available as controller of calculated petrophysical property. Accoustic Impedance Inversion is also available as main data to identify and interprete lithology of prospect zone. Interpretation performed on a cross section of seismic composite line and the object in this study is sandstone reservoir located in Bekasap Formation, Sumatra, X Field. Study was conducted on the petrophysical properties and formation permeability analysis based on flow unit evaluation by FZI calculation from permeability and porosity core which is derived from conventional core analysis. Modeling result will show that there are zones that have good reservoar quality according to the result of flow unit zonation and petrophysical analysis."

"

Cekungan Ardjuna merupakan cekungan hidrokarbon busur belakang yang sudah matang. Cekungan tersebut mampu berproduksi dan menyimpan resources migas yang belum dapat terpetakan dengan baik. Oleh karena itu perlu dilakukan kajian dari integrasi metode sikuen stratigrafi, inversi seismik, dan evaluasi petrofisika untuk memprediksi potensi hidrokarbon secara lebih rinci dan lebih akurat. Integrasi ini mampu menghasilkan informasi pada struktur contingent mulai dari Play konsep, sistem petroleum, dan property dari karakteristik reservoir, hingga pemetaan kawasan prospect serta evaluasi resiko temuan eksplorasi. Pemahaman karakteristik internal seismik membantu penarikan marker sikuen seismik stratigrafi dalam penampang seismik. Inversi seismik dapat membantu dalam determinasi penyebaran lithofasies, porositas, fluida di penampang seismik. Peta distribusi inversi seismik overlay dengan peta struktur kedalaman reservoir memberikan parameter luasan perangkap untuk reservoir target yang berada pada sistem pengendapan pasang surut. Evaluasi petrofisika dapat membantu memberikan property porositas, netpay thickness, saturasi fluida air, minyak dan gas. Sumberdaya contingent resources ditemukan pada zona target sebesar 5,92 MMBOE (P10 OOIP) dan 10,56 BCF (P10 OGIP). Sumberdaya Prospective Resources sebesar 12,25 MMBOE (P10 OOIP) dan 22.12 BCF (P10 OGIP).

 

---

The Ardjuna Basin is a mature back arc hydrocarbon basin. The basin is capable of producing and storing oil and gas resources that cannot be properly mapped. Therefore it is necessary to do a study of the integration of the stratigraphic sequence method, seismic inversion, and petrophysical evaluation to predict hydrocarbon potential in more detail and more accurately. This integration is able to produce information on contingent structures ranging from Play concepts, petroleum systems, and properties from reservoir characteristics, to prospect area mapping and evaluation of risk of exploration findings. Understanding of seismic internal characteristics helps draw stratigraphic sequential seismic markers in seismic cross sections. Seismic inversions can help in the determination of the spread of lithofasies, porosity, fluid in seismic sections. The overlay seismic inversion distribution map with a map of reservoir depth structure provides trapping area parameters for the target reservoir located in the tidal deposition system. Petrophysical evaluation can help provide porosity properties, netpay thickness, water, oil and gas fluid saturation. Contingent resources were found in the target zone of 5,92 MMBOE (P10 OOIP) and 10,56 BCF (P10 OGIP). Prospective Resources are 12,25 MMBOE (P10 OOIP) and 22,12 BCF (P10 OGIP).

"

"[ABSTRAKFormasi Baong bagian bawah bertanggung jawab sebagai batuan indukyang mengisi reservoar batupasir pada lapangan minyak dan gas di bagiantenggara Cekungan Sumatera Utara. Penelitian ini mengungkapkan data dan faktadari laboratorium, pengeboran, wireline well log dan seismik melalui studi analisapetrofisika, geokimia, geomekanika dan geofisika Formasi Baong bagian bawah.Pemahaman tentang geokimia, mineralogi dan geomekanika serpih sangat pentinguntuk memahami bagaimana reservoir serpih memiliki potensi untuk cadangandan produksi ketika dilakukan stimulasi. Analisis laboratorium geokimiadigunakan untuk menentukan kekayaan, kematangan dan kerogen tipe. Penelitianini mengklasifikasikan serpih berdasarkan kekayaan organik, kematangan, jenis,kekuatan serpih, kerapuhan serpih dan kandungan clay. Formasi Baong bagianbawah yang menjadi target pada studi ini terletak pada kedalaman 1778-2428 m(TVD), memiliki material organik yang kaya dengan TOC berkisar antara 1,88-3,85% wt, tingkat kematangan 12% sudah matang dan 88% belum matang, sertamenghasilkan 20% kerogen tipe III dan 80% kerogen tipe II/III sehingga dapatdijadikan sebagai batuan induk yang berpotensi menghasilkan gas dangas/minyak. Rigiditas Formasi Baong bagian bawah sangat sangat brittle denganmemiliki rata ? rata kandungan mineral kuarsa 33,7% dan mineral brittle sepertikalsit 8,8%, dolomit 1,8% dan siderit 0,9%, serta brittle 80% dan less brittle 20%,sehingga dapat dilakukan hyhraulic fracturing dengan baik. Nilai impedansiserpih Formasi Baong bagian bawah berkisar antara 20203 ? 24615 ((ft/s)*(g/cc)).

---

ABSTRACTThe Lower Baong Formation is responsible for source rock filled upsandstones reservoir in the oil and gas field in the southeastern part of NorthSumatra Basin. This study reveals the data and facts from the laboratory, drilling,wireline well logs and seismic through the analysis study of petrophysics,geochemistry, geomechanics and geophysics of Lower Baong Formation. Anunderstanding of shale geochemistry, mineralogy and geomechanics is veryimportant to understand how the shale reservoir has the potential to reserve andproduce when carried out stimulation. Geochemical laboratory analysis is used todetermine the richness, maturity and kerogen type. This study classify shale basedon organic richness, maturity, type, shale strengthness, shale brittleness and claycontent. The Lower Baong Formation being targeted in this study lies at a depthof 1778-2428 m (TVD), has a rich organic material with TOC ranging from 1.88to 3.85 wt%, the maturity level of 12% is mature and immature 88%, and generate20% kerogen type III and 80% kerogen type II / III so it can be used as a sourcerock potential to produce gas and gas / oil. Lower Baong Formation rigidity arevery brittle by having the averages 33.7% quartz mineral content and brittleminerals such as 8.8% calcite, 1.8% dolomite and siderite 0.9%, and brittle 80%and less brittle 20%, so it can be done hyhraulic fracturing very well. Sahle valuesof Lower Baong Formation bottom ranges from 20203-24615 ((ft/s)*(g / cc))., The Lower Baong Formation is responsible for source rock filled upsandstones reservoir in the oil and gas field in the southeastern part of NorthSumatra Basin. This study reveals the data and facts from the laboratory, drilling,wireline well logs and seismic through the analysis study of petrophysics,geochemistry, geomechanics and geophysics of Lower Baong Formation. Anunderstanding of shale geochemistry, mineralogy and geomechanics is veryimportant to understand how the shale reservoir has the potential to reserve andproduce when carried out stimulation. Geochemical laboratory analysis is used todetermine the richness, maturity and kerogen type. This study classify shale basedon organic richness, maturity, type, shale strengthness, shale brittleness and claycontent. The Lower Baong Formation being targeted in this study lies at a depthof 1778-2428 m (TVD), has a rich organic material with TOC ranging from 1.88to 3.85 wt%, the maturity level of 12% is mature and immature 88%, and generate20% kerogen type III and 80% kerogen type II / III so it can be used as a sourcerock potential to produce gas and gas / oil. Lower Baong Formation rigidity arevery brittle by having the averages 33.7% quartz mineral content and brittleminerals such as 8.8% calcite, 1.8% dolomite and siderite 0.9%, and brittle 80%and less brittle 20%, so it can be done hyhraulic fracturing very well. Sahle valuesof Lower Baong Formation bottom ranges from 20203-24615 ((ft/s)*(g / cc)).]"

"Masalah yang dihadapi Management Asset 3 Pertamina EP adalah pencatatan nilai cadangan (P1) yang kecil sehingga mengharuskan Management Asset 3 Pertamina EP untuk melakukan assessment & pengurasan produksi yang lebih.Penelitian dilakukan pada reservoir sandstone Struktur “Y” Formasi Talang Akar Sub-Cekungan Ciputat, Jawa Barat Utara. Salah satu formasi yang mengasilkan hidrokarbon, yaitu formasi Talang Akar (TAF) yang tersusun dari batupasir dan batuserpih yang saling berselingan. Oleh karena itu, dilakukan analisa karakter fisik reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar – Cekungan Jawa Barat Utara.Metode yang dilakukan adalah inversi seismic impedansi akustik (AI) untuk mengetahui kemenerusan dari reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar. Penerapan inversi seismic impedansi akustik dilakukan untuk memisahkan parameter lapisan reservoir batupasir dengan lapisan batuan lainnya. Kemudian dilakukan analisa petrofisika berdasarkan data log sumur dan data PVT. Selanjutnya menghitung Initial In Place secara volumetric berdasarkan sebaran picking horizon dan data log.......The optimization of oil production in existing field and increasing development plan for delineation drilling for improve oil productivity of Pertamina EP Asset 3. One of reservoir engineer duties is has to improve the quality / characterization of subsurface, so that all work plans can be achieved and oil recovery shall be improved.This study was carried out on sandstone reservoir of the "Y" Structure Talang Akar Formation in the Ciputat Sub-Basin, North West Java, which due to cumulative production has exceeded the reserve value.The methodology is to assess an acoustic impedance (AI) seismic inversion for determine the continuity of the sandstone reservoir in Talang Akar formation.The application of acoustic impedance seismic inversion is done to separate parameters of sandstone reservoir layer with other rock layers. Then we evaluate a petrophysical analysis calculation based on well log data and PVT data. Furthermore, counting back Initial In Place volumetrically based on distribution of picking horizons and log data. "

"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"

"Analisis petrofisika untuk menghitung nilai dari properti petrofisika suatu reservoir merupakan salah satu cara yang efektif untuk menentukan jenis dan jumlah kandungan hidrokarbon pada sumur bor. Salah satu tantangan dalam menghitung properti petrofisika yaitu pada perhitungan permeabilitas. Permeabilitas merupakan salah satu properti reservoir yang penting untuk menilai kualitas dan karakteristik di dalam batuan. Nilai sesungguhnya dari permeabilitas ditampilkan dalam data core. Namun, data core kerap kali tidak tersedia pada tiap sumur. Oleh karena itu, perlu dilakukan rock typing untuk memrediksi nilai dari permeabilitas. Tujuan dari penelitian ini yaitu untuk mendapatkan nilai properti suatu reservoir dan melakukan prediksi permeabilitas menggunakan metode Winland dan Pittman. Pada penelitian ini, perhitungan properti reservoir dan klasifikasi rock type didapatkan dari pengolahan data wireline log dan data core. Hasil dari penelitian ini diperoleh nilai dari Vshale bervariasi antara 40% – 70%. Lalu, nilai porositas yang diperoleh yaitu 6.6% - 38%. Kemudian nilai saturasi air berkisar antara 14.9% - 84.5%. Selain itu, dari hasil pengelompokkan rock type diperoleh tiga jenis rock type, yaitu RT 1 (terbaik), RT 2 (baik), dan RT 3 (buruk). Pengelompokkan dilakukan berdsarkan nilai dari porositas dan permeabilitas. Sumur X-02 digunakan sebagai acuan untuk menentukan metode terbaik pada penelitian ini. Setelah dilakukan propagasi menggunakan metode MRGC serta prediksi permeabilitas menggunakan KNN, dapat disimpulkan bahwa metode Pittman merupakan metode yang terbaik untuk digunakan pada penelitian ini.......Petrophysical analysis to calculate the value of the petrophysical properties of a reservoir is an effective way to determine the type and amount of hydrocarbon content in a wellbore. One of the challenges in calculating petrophysical properties is permeability calculations. Permeability is one of the important reservoir properties to assess the quality and characteristics of the rock. The actual value of permeability is displayed in the core data. However, core data is often not available for every well. Therefore, it is necessary to do rock typing to predict the value of permeability. The purpose of this study is to obtain the property value of a reservoir and predict permeability using the Winland and Pittman methods. In this study, reservoir property calculations and rock type classification were obtained from wireline log and core data processing. The results of this study obtained the value of Vshale varying between 40% - 70%. Then, the porosity value obtained is 6.6% - 38%. Then the water saturation value ranges from 14.9% - 84.5%. In addition, from the results of grouping rock types, three types of rock types were obtained, namely RT 1 (the best), RT 2 (good), and RT 3 (bad). Grouping is done based on the value of porosity and permeability. X-02 well is used as a reference to determine the best method in this study. After propagation using the MRGC method and permeability prediction using KNN, it can be concluded that the Pittman method is the best method to use in this study."

"Analisa log petrofisika dilakukan untuk mengetahui nilai parameter petrofisika batuan dalam formasi sehingga dapat menjadi bahan pendukung evaluasi kondisi reservoar serta identifikasi zona prospek hidrokarbon dan jenis hidrokarbon dari suatu lapangan eksplorasi. Parameter petrofisika yang diperoleh dideskripsikan dengan lebih sederhana dalam bentuk lumping. Dalam penelitian ini dilakukan evaluasi formasi reservoar pada lapangan Boonsville berdasarkan analisa log petrofisika dari data 38 sumur yang berada pada lapangan Boonsville. Hasil akhir penelitian ini berupa log parameter petrofisika yaitu porositas, saturasi air, kandungan lempung, movable oil saturation, residual oil saturation, dan movable hydrocarbon index yang kemudian dirangkum dalam tabel laporan hasil lumping reservoar lapangan Boonsville. ......Petrophysical log analysis is performed to determine the petrophysical parameters of rocks in the formation so it can be a support for evaluation of reservoir conditions and identification of prospects hydrocarbon zones and types of hydrocarbons from a field of exploration. Petrophysical parameters are described in more modest in the form of lumping. In this study the evaluation of reservoir formation in the Boonsville field based on petrophysical log analysis of 38 wells data. The final results of this study in the form of log petrophysical parameters of porosity, water saturation, clay volume, movable oil saturation, residual oil saturation, and movable hydrocarbon index and then summarized in the table reports the results of field Boonsville lumping reservoir."

"Formasi Talang Akar yang saat ini merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon yaitu sebanyak 75% akumulasi hidrokarbon dari Cekungan Sumatra Selatan dihasilkan oleh Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan serta menemukan zona reservoir baru yang dapat dijadikan zona potensi akumulasi hidrokarbon, maka penelitian ini dilakukan yaitu dengan menentukan atau mengidentifikasi zona potensi reservoir hidrokarbon pada Formasi Talang Akar. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa data yaitu data log, Routine Core Analysis (RCA), data XRD, data mudlog, dan data biostratigrafi dengan pengolahan data yang dilakukan yaitu secara kualitatif dan secara kuantitatif. Berdasarkan pengolahan data secara kualitatif dapat diamati litologi dari seluruh sumur yaitu berupa batupasir dengan selingan serpih dan terdapat beberapa endapan tipis batubara. Penentuan litologi ini dapat dilihat dari pembacaan log dan dengan validasi data mudlog. Berdasarkan analisis kuantitatif atau petrofisika, hasil perhitungan parameter petrofisika pada sumur penelitian didapatkan rata-rata pada zona hidrokarbon dengan Volume Shale (Vshale): 0,195 s.d. 0,298 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 19% s.d. 34%, Saturasi Air (Sw): 0,371 s.d. 0,616 V/V. Nilai cut off yang digunakan untuk menentukan ketebalan zona hidrokarbon (net pay) yaitu Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, dan Sw ≤ 0.7 V/V. Ketebalan zona hidrokarbon dari masing-masing sumur yaitu X1: 18,5 ft, X2: 13 ft, X3: 4,7 ft, X4: 63 ft, dan X5: 1,7 ft.......The Talang Akar Formation is currently the main hydrocarbon-producing reservoir, 75% of the hydrocarbon accumulation of the South Sumatra Basin is produced by the Talang Akar Formation. To maximize and find new reservoir zones that can be used as potential hydrocarbon accumulation zones, this research was conducted by determining or identifying potential hydrocarbon reservoir zones in the Talang Akar Formation. This research was conducted using several data, namely log data, Routine Core Analysis (RCA), XRD data, mudlog data, and biostratigraphic data with data processing carried out qualitatively and quantitatively. Based on qualitative data processing, it can be observed that the lithology of all wells is sandstone with shale interludes and there are several thin deposits of coal. This lithology determination can be seen from log readings and by validating mudlog data. Based on quantitative or petrophysical analysis, the results of the calculation of petrophysical parameters in the research wells obtained an average in the hydrocarbon zone with Volume Shale (Vshale): 0.195 to 0.298 V/V, Effective Porosity (PHIE): 19% to 34%, Water Saturation (Sw): 0.371 to 0.616 V/V. The cut off values used to determine the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) are Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, and Sw ≤ 0.7 V/V. The hydrocarbon zone thickness of each well is X1: 18.5 ft, X2: 13 ft, X3: 4.7 ft, X4: 63 ft, and X5: 1.7 ft."