Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Lapangan “Kefa” terletak di Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah memiliki struktur berupa kumpulan dari beberapa build-up yang terletak pada Formasi Mantawa. Fluktuasi muka air laut ketika terbentuknya build-up dapat memicu munculnya porositas sekunder, yang berdampak pada distribusi porositas tidak merata di Lapangan “Kefa”. Penelitian ini berfokus untuk memodelkan porositas pada Formasi Mantawa menggunakan metode inversi stokastik. Metode inversi tersebut dapat menghasilkan persebaran nilai impedansi akustik yang lebih tegas dibanding inversi deterministik, sehingga mampu memetakan porositas pada build-up dengan resolusi vertikal yang lebih baik. Hasil inversi stokastik menunjukkan nilai impedansi akustik pada rentang 13.000-28.500 (ft/s)(g/cc) yang diperkirakan sebagai pay zone dan rentang 28.500-40.000 (ft/s)(g/cc) sebagai zona tight carbonate. Dengan memanfaatkan metode collocated co-kriging, log porositas sebagai variabel utama digunakan untuk mendistribusikan porositas yang akan mengikuti tren persebaran impedansi akustik sebagai variabel sekunder. Nilai porositas pada pay zone diperkirakan berkisar di rentang 15-35%, sedangkan nilai porositas pada zona tight carbonate berada di bawah 15%. Zona dengan nilai porositas lebih tinggi tersebut dapat dipertimbangkan sebagai target eksplorasi.

---

“Kefa” Field is located in Banggai Basin, Central Sulawesi, and characterized by a group of carbonate build-ups within the Mantawa Formation. These build-up structures contribute to the development of secondary porosity, which affects the distribution of porosity across the field. This study focuses on porosity modeling in the Mantawa Formation using a stochastic inversion method. Compared to deterministic inversion, this approach produces a clearer distribution of acoustic impedance, allowing for better vertical resolution in mapping porosity within the build-ups. The stochastic inversion results show acoustic impedance values ranging from 13,000 to 28,500 (ft/s)(g/cc), interpreted as pay zones, and from 28,500 to 40,000 (ft/s)(g/cc), interpreted as tight carbonate zones. Using the collocated co-kriging method, the porosity log is used as the primary variable to distribute porosity, guided by the trend of acoustic impedance as a secondary variable. Porosity values in the pay zone are estimated to range between 15–35%, while those in the tight carbonate zone are generally below 15%. The zone with higher porosity values can be considered as a potential exploration target."

"Formasi Minahaki dan Mantawa di Cekungan Banggai merupakan reservoir karbonat potensial yang telah menghasilkan hidrokarbon sejak awal 2000-an. Analisis fasies berperan penting dalam memahami persebaran dan kualitas reservoir. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis persebaran lateral fasies karbonat dan zona reservoir di Lapangan “X” menggunakan metode inversi seismik model-based, dekomposisi spektral Continuous Wavelet Transform (CWT), dan RGB blending. Inversi seismik digunakan untuk memetakan litologi karbonat berdasarkan nilai impedansi akustik (AI), dekomposisi spektral memperjelas batas fasies melalui respons frekuensi, sedangkan RGB blending menampilkan anomali spektral yang berkaitan dengan keberadaan hidrokarbon (Direct Hydrocarbon Indicator). Nilai AI berkisar antara 22.000–25.000 (ft/s) × (g/cc) pada Formasi Minahaki dan 24.000–26.000 (ft/s) × (g/cc) pada Formasi Mantawa, yang menunjukkan nilai litologi batuan karbonat. Dekomposisi spektral berhasil menegaskan batas fasies dan mengidentifikasi keberadaan fasies carbonate ramp dan reef, sementara RGB blending menunjukkan anomali putih dan biru muda sebagai DHI. Integrasi ketiga metode tersebut berhasil mendelineasi dua fasies utama dan empat zona reservoir, dengan estimasi luas total sekitar 8.39 km². Dengan demikian, pendekatan ini terbukti efektif dalam identifikasi fasies karbonat dan zona reservoir di Lapangan “X”.

---

The Minahaki and Mantawa formations in the Banggai Basin are potential carbonate reservoirs that have produced hydrocarbons since the early 2000s. Facies analysis plays a critical role in understanding the distribution and quality of the reservoir. This study aims to analyze the lateral distribution of carbonate facies and reservoir zones in Field “X” using model-based seismic inversion, spectral decomposition with Continuous Wavelet Transform (CWT), and RGB blending methods. Seismic inversion is used to map carbonate lithology based on acoustic impedance (AI) values, spectral decomposition clarifies facies boundaries through frequency responses, while RGB blending displays spectral anomalies related to the presence of hydrocarbons (Direct Hydrocarbon Indicator). AI values range from 22,000–25,000 (ft/s) × (g/cc) in the Minahaki Formation and 24,000–26,000 (ft/s) × (g/cc) in the Mantawa Formation, indicating carbonate lithology values. Spectral decomposition successfully delineated facies boundaries and identified the presence of carbonate ramp and reef facies, while RGB blending showed white and light blue anomalies as DHI. The integration of these three methods successfully delineated two main facies and four reservoir zones, with a total estimated area of approximately 8.39 km². Thus, this approach has proven effective in identifying carbonate facies and reservoir zones in Field “X”."

"Sebagian Cekungan Sunda, dengan Formasi Talang Akar sebagai reservoar utama, merupakan area prospektif hidrokarbon di Indonesia. Tantangan distribusi reservoar di lapangan ini disebabkan oleh heterogenitas litologi yang tinggi akibat lingkungan pengendapan dan struktur geologi. Penelitian ini menggunakan metode inversi seismik impedansi akustik dan membandingkan metode Multi-Attribute Rotation Scheme (MARS) dengan Multi Attribute untuk memetakan distribusi reservoar batupasir. Hasilnya, MARS menunjukkan korelasi prediksi lebih tinggi (68– 77%) dibandingkan Multi Attribute. Nilai impedansi akustik berkisar antara 13.434 hingga 19.771 gr/cc·ft/s, dengan properti target seperti porositas (13–17%), volume shale (VSH) (43–69%), dan saturasi air (Sw) antara 0 hingga 0.21. Ketiga metode menunjukkan kesesuaian dalam menggambarkan distribusi reservoar batupasir.

---

The Sunda Basin, with the Talang Akar Formation as the main reservoir, is a prospective hydrocarbon area in Indonesia. The reservoir distribution in this field faces challenges due to high lithological heterogeneity caused by the depositional environment and geological structure. This study uses seismic impedance inversion methods and compares the Multi-Attribute Rotation Scheme (MARS) with Multi-Attribute methods to map the distribution of sandstone reservoirs. The results show that MARS provides a higher prediction correlation (68–77%) compared to Multi-Attribute. Acoustic impedance values range from 13,434 to 19,771 gr/cc·ft/s, with target properties such as porosity (13–17%), shale volume (VSH) (43–69%), and water saturation (Sw) ranging from 0 to 0.21. The three methods show a good match in illustrating the distribution of sandstone reservoirs."