Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Telah dilakukan kajian optimalisasi inversi seismik dengan memvariasikan jumlah picking horizon dan metode inversi yang digunakan untuk memetakan gambaran bawah permukaan yang berpotensi menjadi reservoar hidrokarbon di lapangan F3, Laut Utara, Belanda. Inversi seismik ini dikontrol oleh data sumur. Inversi seismik sangat ditentukan oleh penentuan picking horizon dan metode inversi yang digunakan. Untuk struktur litologi yang tidak kompleks (flat) cukup menggunakan dua horizon. Sedangkan untuk litologi yang kompleks seperti downlap dan onlap, picking horizon tidak cukup dua. Pada daerah lapangan F3 ini memiliki downlap dan bright spot, yang menyebabkan lapangan ini berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon dan telah dilakukan pengujian penggunaan jumlah picking horizon untuk memetakan bawah permukaan di lapangan ini. Diperoleh hasil yang optimal dengan 3 horizon, adapun metode seismik inversi yang optimal untuk menyelesaikan downlap ini adalah model based daripada metode bandlimited dan sparse spike. Hasil horizon slice pada metode model based menunjukkan bahwa terdapat dua zona reservoar. Ketebalan reservoar pertama sekitar 40.08 m dengan luas sekitar 13,353,840 m2 dan reservoar kedua ketebalannya sekitar 26.4 m dengan luas sekitar 5,104,160 m2.

---

Study about optimization in seismic inversion by varying the number of horizon picking and inversion method has been conducted to delineate subsurface of prospective hidrocarbon reservoir zone at field F3, North Sea, Netherland. Seismic inversion was controlled by wells data. Seismic inversion is strongly determined by horizon picking and the method of the inversion itself. For less lithological structure (flat), 2 horizons are enough, meanwhile for complex lithological structure such as downlap and onlap, more horizons picking are needed. Downlap and bright spot structure were found in field F3 which made this area became prospectous and thus horizon picking determination was conducted to delineate the subsurface. The result shows that the optimum horizon is 3, and the optimum seismic inversion method is model based than bandlimited and sparse spike. The results of horizon slice models based method shows that there are two reservoir zones exist. The first zone is approximately 40.08 m thick which enclose 13,353,840 m2 areas, while the second zone is about 26.4 m thick with 5,104,160 m2 areas."

"Studi menggunakan metoda seismik telah diterapkan dalam penelitian ini untuk menginterpretasi dan mendelineasi penyebaran reservoar Gita sand di Lapangan S. Dengan menggunakan inversi seismik, kita bisa mendapatkan model geologi penyebaran reservoar melalui penampang dan slicing P-impedance. Lapangan S terletak di sebelah utara Cekungan Asri dan merupakan lapangan eksplorasi yang belum pernah ditemukan potensi hidrokarbon. Hipotesis awal dari analisa sensifitas menunjukkan bahwa data sumur memiliki sensifitas terhadap P-impedance untuk memisahkan litologi. Analisa hasil inversi membantu interpretasi model geologi menjadi lebih akurat dan juga menunjukkan bahwa reservoar tersebar di sekitar prospek eksplorasi Undip B-1. Hasil penelitian membuktikan bahwa prospek Undip B-1 dapat menjadi prospek hidrokarbon baru di lapangan S.

---

Seismic inversion method has been applied to interpret and delineate reservoir distribution of Gita sand in S field. Using seismic inversion, it can get reservoir distribution model through P-impedance section and slicing. S field is exploration field located in the northern part of Asri Basin and there was no found hydrocarbon potential previously in this field. Initial review from sensitivity analysis shows that well data has sensitivity to p=impedance to classify lithology. The inversion result helps geological model interpretation to be more accurate and also shows resevoir distribution around exploration prospect Updip B-1. The result of this study prove that exploration prospect Updip B-1 can be new hydrocarbon prospect in S field."

"Formasi Patchawarra terdapat pada Cekungan Cooper, Australia, merupakan salah satu formasi yang memiliki reservoir untuk gas dan minyak. Pertimbangan dilakukannya penelitian dalam formasi ini adanya data yang memberikan petunjuk mengenai keberadaan reservoir, khususnya batupasir untuk didapatkan pemodelan fasies untuk batupasir itu sendiri. Proses yang dilakukan dalam tahapan penelitian dimulai dengan evaluasi formasi secara vertikal dengan datadata sumur bor, yang kemudian di hubungkan dengan data lateral berupa atribut seismik, dalam hal ini digunakan 4 atribut, yaitu, RMS Amplitude, Relative Acoustic Impedance, Thin Bed Indicator, Instantaneous Frequency, yang masing masing memiliki karakteristik dan fungsi masing masing. Inversi seismik dilakukan untuk memberi pengamatan lebih detil mengenai penyebaran (kemenerusan horison) dan membandingkan nilai impedansi reservoir data sumur dengan data seismik secara lateral. Selain itu evaluasi formasi dilakukan untuk mendapatkan nilai properties bawah permukaan yang nantinya digunakan juga dalam pemodelan. Kesimpulan yang didapat dari hasil penelitian ini, Reservoir yang menjadi target penelitian ini memiliki lingkungan pengendapan yaitu fluvial dengan tipe sungai meandering, sedangkan bagian lain yang memiliki kandungan batubara yang cukup tebal merupakan back swamp bagian dari sistem fluvial yaitu meandering. Jadi Fungsi seismik atribut, inversi seismik, dan dikombinasikan dengan evaluasi formasi, dapat dipakai sebagai dasar dalam pemodelan fasies dan properties.

---

Patchawarra formation is part of Cooper Basin, Australia, is one that has a reservoir for gas and oil. Consideration of doing research in this formation for the data that give clues about the presence of the reservoir, particularly sandstones to be obtained for facies modeling itself.

Processes are carried out in the research stage begins with the formation of vertically evaluation with drill wells data, which are then connected with the data in the form of lateral seismic attributes, in this case using four attributes, RMS amplitude, Relative Acoustic Impedance, Thin Bed Indicator, Instantaneous Frequency, which each have their own characteristics and functions.

Seismic inversion is done to provide more detailed observations about the spread (continuity of the horizon) and comparing the impedance values reservoir the well data with seismic data laterally. Besides formation evaluation done to get the value of properties below the surface that will be used also in modeling.

The conclusion of this study, reservoir target of this research has fluvial depositional environment is the type of meandering rivers, while other parts have a fairly thick coal deposits is back swamp is part of a meandering fluvial system. So the function of seismic attributes, seismic inversion, and combined with the formation evaluation, can be used as a basis for facies modeling and properties."

"[ABSTRAKFormasi Toolachee memiliki penyebaran yang sangat luas di Cekungan Cooper.Padahal ketebalan Formasi Toolachee tidaklah begitu tebal dengan rata-rataketebalan berkisar hingga 300 m. Proses sedimentasi Fm. Toolachee secararegional berupa fluvial (meandering) dengan urutan batuan berupa batupasir,batulempung, batulanau, dan batubara. Batupasir Fm. Toolachee memilikiporositas yang sedang hingga bagus, sehingga dapat bertindak sebagai reservoiryang terbukti mengalirkan gas pada Sumur Meranji-1. Dengan asumsi bahwapenyebaran Fm. Toolachee luas dan terendapkan di semua daerah penelitian,seharusnya ditemukan juga kandungan hidrokarbon pada dua sumur lainnya, yaituCooba-1 dan Pelican-5. Kenyataannya, Cooba-1 dan Pelican-5 tidak ditemukankehadiran hidrokarbon, sekalipun Fm. Toolachee masih terbentuk disana.Hipotesis yang diangkat adalah bahwa ada kontrol stratigrafi yang berpengaruhterhadap akumulasi hidrokarbon pada Fm. Toolachee. Dari hasil analisis sumurdan seismik yang dibantu dengan atribut seismik dan inversi seismik ditemukanadanya perubahan fasies pada zona reservoir di Meranji-1. Zona reservoir terlihattidak memiliki kemenerusan antara Meranji-1, Cooba-1 dan Pelican-5. Penelitianini menghasilkan penyebaran fasies secara lateral dan vertikal pada Fm.Toolachee. Oleh karena itu, sumur-sumur selanjutnya diharapkan mengikuti polapenyebaran fluvial dari batupasir zona target.

---

ABSTRACTToolachee Fm has widespread deposition which is formed widely in CooperBasin. Although, Toolachee Fm is thin bed formation with thickness averaging300-400m only. Sedimentation process in Toolachee Fm is controlled by fluvialsystem which is formed in meandering depositional environment with lithologyconsists of sandstone, shale, siltstone, and coal. Sandstone of Toolachee Fm hasmoderate to good porosity, therefor it can act as reservoir which is proven byflowing gas in Meranji-1 well. Based on assumption of widespread depositional ofToolachee Fm, hydrocarbon accumulation shall be found in two wells, Cooba-1and Pelican-5. In fact, Cooba-1 and Pelican-5 do not encounter significanthydrocarbon in Toolachee Fm. Hypotehsis were made that stratigraphy has animportant influence of hydrocarbon accumulation in Toolachee Fm. Study result,from integrated study well and seismic interpretation which is supported byseismic stratigraphy, attribute seismic and seismic inversion, show facies changein Toolachee resulting truncated sand body. This study produces a comprehensivefacies distribution both laterally and vertically. Therefor, next well should bedrilled along channel geometry, Toolachee Fm has widespread deposition which is formed widely in CooperBasin. Although, Toolachee Fm is thin bed formation with thickness averaging300-400m only. Sedimentation process in Toolachee Fm is controlled by fluvialsystem which is formed in meandering depositional environment with lithologyconsists of sandstone, shale, siltstone, and coal. Sandstone of Toolachee Fm hasmoderate to good porosity, therefor it can act as reservoir which is proven byflowing gas in Meranji-1 well. Based on assumption of widespread depositional ofToolachee Fm, hydrocarbon accumulation shall be found in two wells, Cooba-1and Pelican-5. In fact, Cooba-1 and Pelican-5 do not encounter significanthydrocarbon in Toolachee Fm. Hypotehsis were made that stratigraphy has animportant influence of hydrocarbon accumulation in Toolachee Fm. Study result,from integrated study well and seismic interpretation which is supported byseismic stratigraphy, attribute seismic and seismic inversion, show facies changein Toolachee resulting truncated sand body. This study produces a comprehensivefacies distribution both laterally and vertically. Therefor, next well should bedrilled along channel geometry]"

"Pada lapangan Meranji terdapat tiga sumur yang ketiganya menembus formasi Namur, tetapi hanya sumur Meranji-1 yang mengalirkan hidrokarbon minyak dari formasi Namur. Kebutuhan mengenai informasi geologi regional menjadi dasar atau batasan berpikir penulis sekaligus acuan dalam memetakan persebaran fasies pada lapangan ini. Sebagai dasar dalam pembuatan model properti batuan, perkembangan fasies perlu diketahui secara rinci dengan menggunakan pendekatan data geologi regional, data seismik, data sumur, dan juga data pendukung lainnya. Pemodelan dan karakterisasi reservoar di lapangan Meranji pada formasi Namur meliputi distribusi fasies dan distribusi properti reservoar di formasi tersebut. Persebaran batupasir dan persebaran properti reservoar Namur secara lateral dipandu oleh atribut seismik dan impedansi akustik hasil inversi seismik. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa unit batupasir yang paling tebal, morfologi chanel yang terpotong atau tidak menerus atau tidak berkembang ke sumur Cooba-1 dan Pelican-5, arah pengendapan chanel fasies batupasir dari timur laut menuju ke barat daya berkumpul ke sumur Meranji-1 dan persebaran lateral AI yang rendah membentuk suatu lensa yang menipis, kemungkinan tidak berkembang ke arah dua sumur lainnya, analisis ini mendukung hipotesa mengapa hanya pada sumur Meranji-1 mengalir hidrokarbon.

---

On Meranji field there are three wells penetrated Namur Formation, but only Meranji-1 well that drain oil hydrocarbons from the Namur Formation. The needs of the regional geological informations as author references or limitations to map the distribution of facies in this field. As a basis for modeling properties of rocks, facies development needs to be known in detail by using a regional geological data, seismic data, well data, as well as other supporting data. Modeling and reservoir characterization in Meranji field in Namur formations include the distribution of facies and reservoir properties distribution in Namur formation. Distribution of sandstones facies and reservoir properties laterally guided by seismic attributes and seismic acoustic impedance inversion results. Modeling results indicate that the unit sandstone thickest, morphology channels are truncated or not continuous or does not develop into a well Cooba-1 and Pelican-5, direction of deposition of sandstone facies channel from the northeast toward southwest converge into well Meranji-1 and distribution of lower AI laterally forming a lens thinning, may not evolve towards two other wells, this analysis supports the hypothesis why only on Meranji-1 well flowed hydrocarbons."

"Lapangan Salemba dan Depok adalah lapangan gas yang berada di daerah Selat Madura. Pada dua sumur eksplorasi telah ditemukan akumulasi hidrokarbon gas pada Formasi Lidah yang berumur Plio-Pleistocene. Formasi Lidah didaerah studi ini diinterpretasikan sebagai sistem pengendapan channel. Permasalahan yang muncul dalam menganalisa data seismik untuk mengetahui geometri dari channel sendiri adalah adanya lapisan tipis yang tidak terdeteksi dan batas kontinuitas pelapisan yang kurang jelas. Oleh karena itu, diperlukan metode yang lebih baik untuk analisa data seismik agar masalah tersebut dapat diatasi.Dalam tesis ini, analisa data seismik metode dekomposisi spektral dengan algoritma Continuous Wavelet Transform (CWT) digunakan karena hasilnya dapat memberikan gambaran yang lebih baik dalam penyebaran ketebalan dan diskontinuitas geologi. Selain itu juga digunakan metode inversi seismik untuk mengetahui penyebaran impedansi akustik yang merupakan sifat fisis batuan.Hasil studi ini menunjukkan bahwa metode dekomposisi spektral dan inversi seismik telah berhasil membantu dalam mendeliniasi geometri channel Formasi Lidah. Penampang dekomposisi spektral merepresentasikan ketebalan dan diskontuniuitas geologi dari reservoir batupasir Formasi Lidah. Distribusi frekuensi pada reservoir direpresentasikan pada nilai frekuensi 10, 20, dan 30 Hz. Pada inversi seismik, penampang impedansi akustik merepresentasikan litologi bawah permukaan. Distribusi impedansi akustik pada reservoir mempunyai nilai rata-rata 15000 - 19700 ((ft/s)*(g/cc)), sedangkan pada non-reservoir mempunyai nilai impedansi akustik lebih dari 19700 ((ft/s)*(g/cc)).

---

Salemba and Depok fields are a gas field which located in the Madura Strait. Two exploration wells have been discovered hydrocarbons accumulation of gas in the Lidah Formation aged Plio-Pleistocene. Lidah Formation in the study area was interpreted as channel depositional environment. The problem that then arises in analyzing seismic data to predict the channel geometry is undetected thin layer and unclear reservoir continuity. Therefore, the better method to analyze the seismic data is needed to solve the problem.

In this thesis, seismic data analysis spectral decomposition method with Continuous Wavelet Transform (CWT) is used because the results can provide a better map of the thickness distribution and geological discontinuities. This thesis is also used seismic inversion method to know the acoustic impedance distribution as the physical properties of rocks.

The result of this study shows that the spectral decomposition method and seismic inversion has helped to delineate the channel geometry of Lidah Formation. The section of spectral decomposition represents thickness and geological discontinuity in Lidah Formation. Frequency distribution in the reservoir has an average of 10, 20, and 30 Hz. In the seismic inversion, the section of acoustic impedance represents the subsurface lithology. Acoustic impedance distribution in the reservoir has an average of 15,000 - 19,700 ((ft/s)*(g/cc)), whereas in nonreservoir having an acoustic impedance more than 19,700 ((ft/s)*(g/cc))."

"Penelitian mengenai identifikasi reservoar karbonat telah dilaksanakan pada lapangan Uli, Formasi Baturaja, Cekungan Jawa Barat Utara. Formasi Baturaja tersusun atas litologi batu karbonat sisipan batulempung dan lapangan Uli merupakan karbonat tight namun terbukti menghasilkan hidrokarbon. Data yang digunakan pada penelitian ini terdiri dari data seismik 2D multi vintage dan data sumur. Penggunaan data seismik multivintage menyebabkan perbedaan fasa, amplitudo dan waktu, oleh sebab itu sebelum masuk ke tahap inversi perlu dilakukan tahap pre-conditioning data, untuk menyeimbangkan perbedaan tersebut. Pada studi ini, inversi seismik yang digunakan adalah CSSI Constrained Sparse Spike Inversion . CSSI merupakan salah satu jenis inversi post-stack yang menggabungkan inversi model based dan inversi sparse spike. Sifat batuan karbonat yang menjadi fokus pada penelitian ini adalah tingkat keheterogenitas yang terlihat dari porositasnya. Porositas karbonat tidak tergantung pada diagenesis batuan tersebut, oleh sebab itu porositas batuan karbonat termasuk porositas sekunder. Namun ada beberapa faktor yang mempengaruhi terbentuknya porositas sekunder tersebut. Hasil cross plot menunjukkan nilai impedansi akustik yang tinggi, densitas yang tinggi, porositas yang rendah, dan nilai Vp yang sangat tinggi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui karakter reservoar karbonat, dalam hal ini porositas batuan karbonat yang mempengaruhi zona target yang berupa reservoar tight dapat menghasilkan hidrokarbon. Litologi karbonat dengan densitas tinggi, dapat menjadi reservoar yang baik, hal ini disebabkan oleh tipe porositas zona target yaitu porositas fracture yang dapat meningkatkan permeabilitas sehingga dapat menjadi jalur migrasi bagi hidrokarbon.

---

Carbonate reservoirs identification research has been done on Uli field, Baturaja formation, North West Java Basin. Baturaja formation consists of limestones with occasional lempung claystones interbeds and Uli field is tight carbonate but was proven to produce hydrocarbon. The data was used in this study consists of seismic data 2D multi vintage and a well data. Multi vintage data causes difference of phase, amplitude and time, because of that, before inversion, we must do pre conditioning data to balancing the differences.

In this research, inversion seismic method is CSSI Constrained Sparse Spike Inversion . CSSI inversion is the one type of model based inversion to make an initial model and applied sparse spike inversion to get acoustic impedance value. Carbonate rock properties was focused in this research is the level of its heterogeneity. The heterogeneity is seen by their porosity. Carbonate porosity not depend from the diagenesis therefore the carbonate porosity is the secondary porosity. But, there are several factors that influence the secondary porosity of carbonate.

The cross plot result showed high P Impedance, high density, low porosity and very high Vp values. The aim of this research is to know the character of carbonate reservoir, in this case porosity of carbonate which influence that target zone in form tight reservoir can produce hydrocarbon. Carbonate tight in this research can be a good reservoar caused by porosity type is fracture porosity, that can be increase permeability, so the fracture can be a way for hydrocarbon migration."

"ABSTRAKReservoir Mid Main Carbonate (MMC) merupakan bagian dari Formasi CibulakanAtas yang berumur Miosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan MMCberpotensi sebagai reservoir batugamping dengan indikasi hidrokarbon berupa gas.Penelitian ini bertujuan untuk memetakan karakter reservoir dari MMC danpersebarannya di lapangan penelitian dengan menggunakan data yang terbatasdalam memetakan karakter reservoir daan persebaran dari lapisan MMC sehinggabisa ditentukan target pengembangan lapangan ke depan. Penelitian ini dilakukandengan data acuan berupa tiga sumur eksplorasi yang kurang tersebar dan jugaseismik post-stack 2D multivintage yang memerlukan proses optimalisasi terlebihdahulu. Proses balancing amplitude dan miss-tie seismik dilakukan untukmengurangi efek multivintage sebelum dilakukan inversi seismik dan upayakarakterisasi lebih detil dilakuakn dengan atribut Spectral Decomposition berbasisContinuous Wavelet Transformation. Karakter batugamping MMC ini terdiri daribatugamping-1 dan batugamping-2 yang keduanya merupakan fasies batugampingklastik backreef dengan nilai porositas efektif berkisar antara 5-15% dengan nilaiporositas tertinggi diketahui relatif berada pada daerah tenggara dan barat lautlapangan. Berangkat dari model porositas reservoir MMC, interpretasi struktur danintegrasi dengan hasil analisis Spectral Decomposition selanjutnya ditentukan letakjebakan migas yang diajukan sebagai target eksplorasi selanjutnya.

---

ABSTRACTThe Mid Main Carbonate (MMC) reservoir is part of the early Miocene UpperCibulakan Formation. Based on MMC drilling data, it has potential to be limestonereservoir with indication of gas hydrocarbon. This study aim is to map thecharacteristic of MMC reservoir and its distribution on the targeted field of researchbased on limited data, so that it can be determined the future field developmenttarget. This study was conducted with reference data in form of three exploratorywells and post-stack 2D multivintage seismic which requires optimization processprior to start characterization method. The process of balancing amplitude and misstieseismic is done first to reduce multivintage effect for the further seismicinversion which then detailed characterization were done using attribute of SpectralDecomposition based on Continuous Wavelet Transformation. The MMClimestone characteristic consists of limestone-1 and limestone-2, both of which arefacies of backreef clastic limestone with effective porosity values ranging from 5-15% with the highest known porosity value is relatively on the southeast andnorthwest regions of the area. Based on the MMC reservoir porosity model,structural interpretation and integration with Spectral Decomposition analysisresults this study then determined the location of proposed oil and gas traps as thenext exploration target."

"Saat ini telah dikembangkan cara alternatif untuk menjawab permasalahan emisi gas CO2 hasil eksplorasi dan produksi migas dengan menginjeksikan gas emisi CO2 ke dalam sebuah reservoir penyimpanan atau yang disebut sebagai Carbon Capture and Storage (CCS). Metode ini telah diterapkan sejak tahun 1996 pada lapangan Sleipner, Laut Utara Norwegia yang dilakukan pada formasi Pasir Utsira karena dianggap memiliki kualitas batu pasir yang baik serta persebarannya yang luas (Baklid dkk., 1996). Studi ini menerapkan metode Inversi seismik Model-based yang digunakan untuk mendapatkan nilai impedansi akustik dari susunan lapisan batuan pada reservoir penyimpanan lapangan ini dengan mengintegrasikan dua data seismik 3D post stack tahun 1994 dan 2010 dengan dua data sumur. Litologi formasi target yaitu Top hingga Base Utsira didominasi oleh batu pasir dengan pembacaan nilai gamma ray rendah yang berasosiasi dengan nilai impedansi rendah. Pada kedua penampang seismik didapatkan nilai impedansi akustik pada target reservoir yaitu Top hingga Base Utsira dengan rentang nilai 2300—3200 ((m/s)*(g/cc)). Peta persebaran AI pada Top Utsira untuk penampang seismik tahun 1994 menunjukkan rentang nilai 3100—3700 ((m/s)*(g/cc)) dan pada penampang seismik tahun 2010 menunjukkan rentang nilai 3100—3800 ((m/s)*(g/cc)).

---

Currently, an alternative method has been developed to answer the problem of CO2 gas emissions resulting from oil and gas exploration and production by injecting CO2 emission gas into a storage reservoir or what is known as Carbon Capture and Storage (CCS). This method has been applied since 1996 in the Sleipner field, North Sea of ​​Norway which was carried out on the Utsira Sand formation because it is considered to have good sandstone quality and wide distribution (Baklid et al., 1996). This study applies the Model-based seismic inversion method which is used to obtain the value of the acoustic impedance of the rock layer arrangement in this field storage reservoir by integrating two 3D post stack seismic data acquired in 1994 and 2010 with two well data. The lithology of the target formation is Top to Base Utsira which is dominated by sandstone with low gamma ray readings associated with low impedance values. In both seismic data, the acoustic impedance values at the reservoir target from Top to Base Utsira is in the range of 2300-3200 ((m/s)*(g/cc)). The AI distribution map for the 1994 seismic on Top Utsira shows a value range of 3100-3700 ((m/s)*(g/cc)) and for 2010 seismic shows a value range of 3100-3800 ((m/s)*(g/ cc))."

"Lapangan 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.

---

Athar 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."