Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Interpretasi struktur dari data seismik pre stack, pada hasil migrasi kedalaman selalu bergantung kepada stack full-offset, dengan alasan adanya keuntungan peningkatan rasio S/N akibat proses stacking. Akan tetapi, pada area dengan struktur geologi yang komplek ( sebagai contoh, kubah garam), berdasarkan hasil pengamatan kita bisa menyimpulkan bahwa stacking dengan data full-offset bisa menghasilkan image yang kandungan rasio S/N lebih rendah dari hasil partial stacking data sudut image di bawah permukaan. Migrasi adalah suatu proses yang berfungsi untuk menghilangkan efek dari penjalaran gelombang pada data seismic. Common Reflection Angle Migration (CRAM) merupakan salah satu tehnik migrasi yang berdasarkan konsep multiarrival, migrasi yang bekerja berdasarkan ray tracing, menggunakan seluruh bagian gelombang dalam aperture yang terkontrol. Tidak seperti metode konvensional ray tracing, pada kasus ini ray tracing dilakukan dari titik imaging (dari segala arah, termasuk turning rays) naik menuju permukaan, membentuk suatu sistem yang berfungsi memetakan rekaman data seismik dipermukaan menjadi sesuatu yang dikenal sebagai Local Angle Domain (LAD) pada titik imaging. Prosedur ini bekerja berdasarkan iluminasi yang uniform dari segala arah pada titik image, memastikan bahwa semua sinar datang akan menjadi bahan perhitungan sementara keaslian amplitudo dan fase terjaga. Sistem ini memiliki kemampuan ekstraksi suatu informasi dengan resolusi yang baik mengenai model bawah permukaan. Objek yang memiliki struktur yang menerus hingga ke permukaan keberadaannya masih dapat terdeteksi, walaupun terletak dibawah struktur geologi yang komplek. Karena berorientasi pada target, menyediakan secara langsung, image reservoir dengan resolusi tinggi dan informasi lainnya dalam batasan sumur.

---

The structural interpretation of pre stack depth migrated seismic data has traditionally relied on full-offset stacks, attempting to take advantage of the stacking process to generate a high signal- to-noise ratio. However, in complex velocity environments (for example, subsalt), our observations suggest full-offset stacking can result in a lower signal-to-noise ratio than a partial stack of subsurface angle data.

Migration is a process which removes the effects of wave propagation from seismic data. Common Reflection Angle Migration (CRAM) is one of migration technique which is a multi-arrival, ray-based migration that uses the whole wavefield within a controlled aperture. Unlike conventional ray-based imaging methods, the ray tracing is performed from image points (in all directions, including turning rays) up to the surface, forming a system for mapping the recorded surface seismic data into the Local Angle Domain (LAD) at the image points.

The system enables extraction of high-resolution information about the subsurface model. Continuous structure surfaces, can be detected, even below complex geological structures. It is a target-oriented system, providing direct, high-resolution reservoir imaging, and high-resolution information in the vicinity of wells."

"[ABSTRAKArea penelitian merupakan struktur pengembangan pada bagian timur struktur ?Sulis?dengan luas area sekitar 3 km2 dan merupakan kompartemenisasi batupasir. Perbedaan batas minyak air pada sumur-sumur existing mengindikasikan adanya perbedaan facies dan lingkungan pengendapan dari batu pasir. Terbatasnya jumlah sumur produksi serta data geologi pada area penelitian ini yang dapat memperkirakan penyebaran hidrokarbon secara lateral dan perubahan facies batupasir dapat menyebabkan suatu potensi kegagalan dalam memperoleh kandungan hidrokarbon pada pemboran sumur-sumur pengembangan di struktur ?Sulis? ini.Tesis ini membahas metode analisa untuk dapat memperkirakan zona penyebaran hidrokarbon serta perkiraan jenis kandungannya. Perkiraan dari sebaran zona hidrokarbon adalah berdasarkan analisa dari kontras perubahan nilai poisson?s ratio yang tinggi serta adanya respon anomali seismik pada area penelitian. Nilai poisson?s ratio pada kisaran 0.1-0.2 diperkirakan merupakan jenis kandungan gas dan kisaran 0.2 ? 0.3 merupakan jenis kandungan minyak.Data-data yang digunakan berupa data seismik 3D prestack gather dari struktur ?Sulis?, log sonic dan log density sumur acuan X-63 dan diproses menggunakan software Hampson Russell. Analisa AVO ini dilakukan dengan metode forward modelling yang meliputi poses Fluid Replacement Modelling, perhitungan perubahan nilai skala poisson?s ratio serta analisa Amplitude Versus Offset.Hasil analisis yang berupa peta perubahan nilai poisson?s ratio serta respon seismik berupa anomaly amplitude telah dapat digunakan untuk mengidentifikasi zona penyebaran hidrokarbon pada area penelitian di struktur ?Sulis?.

---

ABSTRACTThe area of study is development structure at the east of ?Sulis?structure with 3km2 of wide. This area consist of sandstone compartement with variation of deposition environment. The diference of oil water contact at the existing wells were indicated different of sandstone facies and deposition environment. The limitation of production wells and geology data to estimate lateral hydrocarbon distribution and sandstone facies in this area will be a failure risk potential in drilling wells development at?Sulis?structure.The topic of this thesis is discussed about the methode analysis to predict about the distribution and type of hydrocarbon. The estimation of hydrocarbon distribution zone is base on high contrast of poisson?s ratio changed and seismic anomali respons in the area study. The value of Poisson?s ratio in the range 0.1 ? 0.2 is estimated of gas type and in range 0.2 ? 0.3 is estimated of oil type.3D seismic prestack gather of?Sulis?structure, sonic and density log of existing X- 63 well was used in processing analysis with Hampson Russell software. The AVO analysis is include forward modelling methode, fluid replacement modelling, scaled poisson?s ratio changed and amplitude versus offset.The analysis result of scaled poisson?s ratio changed and amplitude anomalies respons has identified the distribution zones and type of hydrocarbon in area study of ?Sulis? structure.;The area of study is development structure at the east of ?Sulis?structure with 3km2 of wide. This area consist of sandstone compartement with variation of deposition environment. The diference of oil water contact at the existing wells were indicated different of sandstone facies and deposition environment. The limitation of production wells and geology data to estimate lateral hydrocarbon distribution and sandstone facies in this area will be a failure risk potential in drilling wells development at?Sulis?structure.The topic of this thesis is discussed about the methode analysis to predict about the distribution and type of hydrocarbon. The estimation of hydrocarbon distribution zone is base on high contrast of poisson?s ratio changed and seismic anomali respons in the area study. The value of Poisson?s ratio in the range 0.1 ? 0.2 is estimated of gas type and in range 0.2 ? 0.3 is estimated of oil type.3D seismic prestack gather of?Sulis?structure, sonic and density log of existing X- 63 well was used in processing analysis with Hampson Russell software. The AVO analysis is include forward modelling methode, fluid replacement modelling, scaled poisson?s ratio changed and amplitude versus offset.The analysis result of scaled poisson?s ratio changed and amplitude anomalies respons has identified the distribution zones and type of hydrocarbon in area study of ?Sulis? structure., The area of study is development structure at the east of ?Sulis?structure with 3km2 of wide. This area consist of sandstone compartement with variation of deposition environment. The diference of oil water contact at the existing wells were indicated different of sandstone facies and deposition environment. The limitation of production wells and geology data to estimate lateral hydrocarbon distribution and sandstone facies in this area will be a failure risk potential in drilling wells development at?Sulis?structure.The topic of this thesis is discussed about the methode analysis to predict about the distribution and type of hydrocarbon. The estimation of hydrocarbon distribution zone is base on high contrast of poisson?s ratio changed and seismic anomali respons in the area study. The value of Poisson?s ratio in the range 0.1 ? 0.2 is estimated of gas type and in range 0.2 ? 0.3 is estimated of oil type.3D seismic prestack gather of?Sulis?structure, sonic and density log of existing X- 63 well was used in processing analysis with Hampson Russell software. The AVO analysis is include forward modelling methode, fluid replacement modelling, scaled poisson?s ratio changed and amplitude versus offset.The analysis result of scaled poisson?s ratio changed and amplitude anomalies respons has identified the distribution zones and type of hydrocarbon in area study of ?Sulis? structure.]"

"ABSTRAKPresenting seismic data in probability form is common practice in order to assess the uncertainty in hydrocarbon prospecting. It gives interpreters the ability to measure how sure they are about prospect they dealing with by looking at most probable value. In another side pre-stack data is now commonly available; it changes the paradigm about seismic inversion from just post-stack inversion turn into pre-stack inversion. The reason is obvious, by inverting pre-stack data will allow interpreter to obtain not only lithology information but fluid as well.The Bayes’ Rule is extension of conditional probability, it has been utilizes in many disciplines such us remote sensing, broadcasting, marketing and medical science to support in decision making. Bayes’ Rule is used to revise a probability value based on additional information that is later obtained. The same concept can also be applied to help decision making in hydrocarbon prospect evaluation where the output of pre-stack inversion can be transformed to probability volume supervised by well log data.This study uses P-Impedance and VP/VS as inputs because their combination is good indicator of lithology and hydrocarbon. Using Menampilkan data seismic dalam bentuk probabilitas merupakan cara yang umum dilakukan untuk mengikutsertakan informasi ketidak-pastian dari pekerjaan pemetaan prospek hidrokarbon. Hal tersebut memberikan interpreter peluang untuk mengukur seberapa yakin mereka terhadap prospek yang sudah dibuat dengan memanfaatkan informasi nilai “most-probable”. Pada sisi lain, ketersediaan pre-stack data sudah sangat umum dijumpai sehingga hal ini merubah cara pandang terhadap inversi seismic yang semula hanya dilakukan terhadap data post-stack menjadi inversi pre-stack. Hal tersebut memang beralasan karena dengan inversi pre-stack, interpreter tidak hanya dimungkinkan mendapatkan informasi litologi namun juga informasi tentang fluida.Aturan Bayes adalah merupakan bentuk lain dari probabilitas terkondisi, aturan ini telah banyak dimanfaatkan oleh berbagai disiplin ilmu seperti penginderaan jauh, peramalan cuaca, pemasaran dan ilmu medis untuk membantu dalam meminimalkan resiko saat pengambilan keputusan. Hal yang sama juga bias kita terapkan pada bidang ilmu bumi dimana keluaran dari proses inversi pre-stack dapat ditransformasi menjadi bentuk volum probabilitas dengan supervisi data sumuran.Penelitian ini menggunakan P-impedance dan VP/VS sebagai input karena kombinasi keduanya merupakan indikator yang baik untuk memisahkan litologi maupun hidrokarbon. Dengan menggunakan supervisi dari data sumuran kedua volume tersebut kemudian di transformasi menjadi bentuk kelas most-probable: (1) shale, (2) wet sand, (3) compacted sand, dan (4) hydrocarbon sand.

---

ABSTRACTPresenting seismic data in probability form is common practice in order to assess the uncertainty in hydrocarbon prospecting. It gives interpreters the ability to measure how sure they are about prospect they dealing with by looking at most probable value. In another side pre-stack data is now commonly available; it changes the paradigm about seismic inversion from just post-stack inversion turn into pre-stack inversion. The reason is obvious, by inverting pre-stack data will allow interpreter to obtain not only lithology information but fluid as well.The Bayes’ Rule is extension of conditional probability, it has been utilizes in many disciplines such us remote sensing, broadcasting, marketing and medical science to support in decision making. Bayes’ Rule is used to revise a probability value based on additional information that is later obtained. The same concept can also be applied to help decision making in hydrocarbon prospect evaluation where the output of pre-stack inversion can be transformed to probability volume supervised by well log data.This study uses P-Impedance and VP/VS as inputs because their combination is good indicator of lithology and hydrocarbon. Using training set from well log the volumes then transformed into four most probable classes: (1) shale, (2) wet sand, (3) compacted sand, and (4) hydrocarbon sand."

"Metode AVO yang bekerja pada domain reflektifitas secara umum dapat dipakai untuk mengidentifikasi dan menganalisa adanya anomali hidrokarbon, akan tetapi pada kasus-kasus tertentu diperlukan analisa yang lebih dalam untuk mendeteksi keberadaan hidrokarbon. Dalam studi ini digunakan workflows Extended Elastic Impedance (EEI) untuk memetakan lapisan karbonat dan kandungan fluidanya di lapangan "X" Jawa Barat Utara. Dalam studi ini Metode Extended Elastic Impedance (EEI) akan dikombinasikan dengan metode Color Inversion untuk menghasilkan peta penyebaran fluida (gas) dan litologi.Identifikasi reservoar dilakukan dengan cara cross correlation antara kurva EEI dengan kurva GammaRay sedangkan untuk identifikasi kandungan fluidanya, dilakukan cross correlation antara kurva EEI dengan Resistiviti.Metoda cross correlation tersebut dilakukan dengan increment sudut 0 10 = c pada sumur lapangan dari sudut 0 90 − sampai dengan 0 90 . Hasil nilai c (chi) dengan koefisien korelasi terbesar yang didapatkan kemudian ditransformasikan ke dalam nilai sudut datang ( q) dengan menggunakan hubungan c tan = q 2 sin . Sudut q (teta) tersebut kemudian digunakan dalam kombinasi proyeksi linier antara inversi data seismik near dan far.Aplikasi metode EEI pada studi ini berhasil memperlihatkan pola penyebaran reservoar dan kandungan fluida (gas) nya sehingga selanjutnya bisa digunakan untuk keperluan pengembangan lapangan "X" di Jawa Barat Utara.

---

AVO method that works in reflectivity domain used to identify and analyze hydrocarbon anomaly. But, in some cases we need deeper analysis to predict the existence of hydrocarbon. In this study we use EEI workflows to predict lithology and fluid distribution of carbonate reservoir in "X" field, at North West Java basin.In this study, Extended Elastic Impedance (EEI) as an extension from Elastic Impedance (EI) method will be combined with Color Inversion method to predict lithology from fluid (gas).Cross correlation between EEI curve with Gamma Ray curve was used as a lithology identification and cross correlation between EEI curve with Resistivity curve as a fluid identification. The cross correlation was conducted every 0 10 of c(chi) value between 0 90 − to 0 90 . The c(chi) with the biggest coefficient correlation value then will be transformed to the angle of incident q (teta) thru equation : c tan = q 2 sin . Furthermore, the lithology and fluid impedance can be obtained by projecting seismic near and far inverse volume with q (teta) as an angle projection .The result of EEI method in this study has been successfully predicting lithology and fluid (gas) distribution, therefore this method is applicable for field development purposes for "X" field at North West Java area."

"Data seismik merupakan data yang secara alami tidak stasioner, karena mempunyai berbagai kandungan frekuensi dalam domain waktu. Salah satu atribut seismik yang bertujuan untuk mencirikan tanggap frekuensi yang tergantung waktu dari batuan dan reservoir bawah permukaan adalah dekomposisi waktu-frekuensi atau sering disebut sebagai dekomposisi spektral. Dengan dekomposisi spektral diharapkan lapisan-lapisan sedimen yang tidak tampak terpisah (berada di dalam satu wiggle wavelet) dengan menggunakan data seismik konvensional, akan tampak terpisah jelas. Salah satu metode dari dekomposisi spektral yaitu Continous Wavelet Transform (CWT).CWT adalah metoda dekomposisi waktu-frekuensi (time-frequency decomposition) yang ditujukan untuk mengkarakterisasi respon seismik pada frekuensi tertentu. Studi ini dilakukan dengan mengaplikasikan CWT pada wavelet dan frekuensi tertentu untuk melihat resolusi dari seismik .Wavelet yang digunakan pada studi ini adalah wavelet morlet, complex Gaussian-4, daubechies-5, coiflet-3 dan symlet-2 pada frekuensi 20 Hz, 40 Hz, 60 Hz dan 80 Hz (pada data sintetik 2D seismik) serta 40 Hz, 60 Hz, 80 Hz (pada data real 2D seismik)Dan hasil yang diperoleh dari penelitian ini menunjukkan bahwa pada data seismik sintetik 2D seismik dilakukan aplikasi CWT dengan time sample 3s dan 50 CDP trace menunjukkan bahwa semakin tinggi frekuensi maka pemisahan lapisan tipis yang dapat dilakukan semakin baik. Pada data seismik real 2D, pemisahan lapisan tipis pada batubara terjadi pada tuningfrequency 80 Hz dengan menggunakan wavelet symlet-2.

---

Seismic data is naturally a non-stationary data, because it has many frequencies information in time domain. One of seismic attributes, which is used to characterize the frequency response as function of time and reservoir rock, is time-frequency decomposition or commonly known as spectral decomposition. By using spectral decomposition, it is expected that thin sedimentary layers (in one wiggle wavelet) can be separated rather than using conventionally seismic data.

CWT is one of time-frequency decomposition method to decompose the seismic signal into single frequency. This study had been carried out by implementing CWT in certain wavelet and frequency to analyze the seismic resolution. The various wavelets had been used this study, they are morlet, complex Gaussian-4, daubechies- 5, coiflet-3 and symlet-2. The various frequencies of 20 hz, 40 Hz, 60 Hz dan 80 Hz frequency (for 2D synthetic seismic data) and 40 Hz, 60 Hz, 80 Hz frequency (for 2D real seismic data) are applied.

The application of 2D synthetic seismic data that is implemented with CWT, 0.3 s time sample and 50 trace, shows that the use of higher frequency shows better separation. In addition, the application of 2D real seismic data shows that the best separation is in the frequency of 80 Hz with wavelet symlet-2."

"ABSTRAKSeismic sequence stratigraphy analysis was performed to identify achronostratigraphic evolution of submarine fan reservoir in Pari field,Makassar Strait, offshore East Kalimantan. A complete sequencestratigraphy in Pari field was divided into three systems tract: lowstandsystems tract (LST), transgressive systems tract (TST) and highstandsystems tract (HST). The ?X? reservoir unit was deposited during thelowstand systems tract (LST). Based on core data and well log, thereservoir is dominated by few massive thick sandstone, thin interbeddedsandstone and shale. Well data and 3D seismic multiattribute analysisindicated a submarine fan depositional system feature. However, theavailable 3D seismic data could not image the submarine fan elementsfeature like channels and splay lobes due to low seismic resolution. Ashallow Pleistocene submarine fan located in the northern part of thestudy area is clearly imaged using 3D seismic data. That Pleistocenesubmarine fan provides analog dimensions for sub-seismic reservoirelements in the ?X? reservoir unit, Pari field. The dimensions of channelsand splay lobes within Pleistocene submarine fan were used to definestochastically reservoir elements in Pari field. The Pleistocene submarinefan are approximately the same size as the seismically mapped the ?X?reservoir unit. Three facies model were generated to provide multiplerealizations of facies model. Those are 70% channel and 30% splay lobe(more channels dominated), 50% channel and 50% splay lobe(proportional between channel and splay lobe), and 30% channel and 70%splay lobe (more splay lobe dominated)."

"Prospek APE terletak kurang lebih 40 km dari Jakarta ke arah utara. Di awal perkembangan lapangan-lapangan ONWJ (Offshore North West Java), prospek ini dianggap sebagai shallow hazard, karena reservoar pada prospek ini berada pada lapisan Pre-Parigi dan pada saat pengeboran target utama terletak kurang lebih 2000 feet di bawah lapisan ini. Pada prospek APE ini terdapat dua sumur eksplorasi yang dianggap wet, yaitu Well#1 dan Well#2 dan pada saat pengeboran target utama keduanya adalah reservoar di Main-Massive. Data pada saat pengeboran menunjukan adanya kenaikan pembacaan gas khromatograph di Well#2 pada reservoir PreParigi, tetapi hanya setebal 5 feet. Pada penelitian ini, seismic coloured inversion (SCI) digunakan untuk mencari hubungan dan korelasi antara nilai water saturation dengan amplitudo. SCI ini merupakan inversi sederhana yang operatornya mematchkan frekuensi seismik dengan sumur. Uji plot silang dari data sumur pada model reservoar juga dilakukan dengan beberapa nilai amplitudo dari far coloured inversion, near coloured inversion dan full stack. Hubungan kedua parameter ini digunakan untuk memodelkan penyebaran saturasi air dan penyebaran hidrokarbon pada Prospek APE. Pemodelan ini juga bertujuan untuk mengurangi resiko dan memperkecil nilai ketidakpastian pada prospek eksplorasi ini. Berdasarkan hasil penelitian, amplitudo dari far coloured inversion memiliki nilai korelasi yang baik dibandingkan nilai amplitudo near ataupun full stack. Pada saat reservoir terisi oleh gas, nilai amplitudo far akan memiliki nilai maksimum negatif dan pada reservoar yang terjenuhkan oleh air yang tinggi memiliki karakter amplitudo maksimum positif. Adanya korelasi antara kedua parameter tersebut dapat memberikan gambaran yang lebih baik dalam memprediksi penyebaran gas di reservoar Pre-Parigi. Sedikitnya ada tiga sumur usulan yang dapat dibor pada prospek ini, yaitu di bagian utara, tengah dan selatan dari struktur ini. Tiga lokasi titik pemboran ini didasarkan dari posisi struktur yang terkompartemen oleh patahan normal dan kehadiran amplitudo anomali dari SCI.

---

APE prospect is situated 100 km to the north from the capitol city of Indonesia, Jakarta. In the initial development of ONWJ (Offshore North West Java) fields, this prospect is identified as shallow hazard, since the reservoir of APE prospect is relatively shallow, it?s only 1500? TVDSS. There are 2 exploratory wells in this prospect; Well#1 and Well#2. Both of them have declared as wet well, due to not significant hydrocarbon presence in the reservoirs targets. During drilling activities in the Well#2, minor gas chromatograph was encountered and showing increasing gas show in the Pre-Parigi reservoir, and the net pay interpretation thickness is about 5 feet.

In this project, seismic coloured inversion (SCI) was deployed to seeking the correlation between water saturation and amplitude value. Seismic coloured inversion is simple inversion which based on matching operator between well and seismic frequencies. In the reservoir models, cross-plot was conducted between amplitude (far ? near coloured inversion, full-stack) and water saturation. Relationship between those parameters is used to create distribution of water saturation and hydrocarbon modeling in the APE prospect. This modeling aims is to manage the risk and reducing uncertainty value in the exploration phase of this prospect.

Based on result study, far coloured inversion amplitude exhibit better correlation rather than near and full stack. In the far coloured inversion, gas bearing reservoir will give strong negative amplitude response meanwhile the water saturated reservoir will have positive amplitude. This correlation will give better picture and understanding in the hydrocarbon distribution of Pre-Parigi reservoir. At least 3 point of proposed wells has been defined in this prospect; in the northern, middle and southern part of this structure. The wells location selection is based on fault compartments and the presence of seismic coloured inversion amplitude anomaly."

"ABSTRAKStudi tentang estimasi ketebalan dan penyebaran lateral lapisan batubara di lapangan X Cekungan Sumatra Selatan. Lapisan batubara ditemukan di kedalaman 100-400 meter berada pada Formasi Muara Enim, dengan lingkungan pengendapan fluviodeltaic. Metoda Dekomposisi spektral telah digunakan untuk mengestimasi lapisan tipis batubara dimana memiliki temporal thickness Iebih kecil dari 1/4 x. Pelaksanaan metoda dekomposisi spektral ini diterapkan melalui transformasi fourier pada data seismik 2D dalam domain frekuensi Dalam domain frekuensi pada ketebalan lapisan tipis batubara diwujudkan sebagai uraian dari rekaman spektrumnya. Dengan mengukur ketebalan spektrum notch, lapisan tipis batubara dapat diestimasi. Dari hasil pengolahan data yang dilakukan denganmetoda dekomposisi spektral (FFT), lapisan tipis batubara bervariasi dari 9-16 meter. Pada bagian Barat Laut daerah penelitian memiliki ketebalan 9-11 meter, sedangkan di bagian Tenggara memiliki ketebalan 12-16 meter, kemudian dipetakan penyebaran secara lateral dan kontur ketebalan dengan metoda kriging. Kontur kedalaman dalam bentuk time struktur permukaan pada lapisan batubara di lapangan X dibagi menjadi tiga zona; zona dalam, menengah dan dangkal serta mengalami pendangkalan ke arah Barat Laut.

---

AbstractThe study estimates the thickness and lateral distribution of the "X" coal seam in the South Sumatra Basin. The coal seam is found at a depth of 100m-400m within the Muara Enim Formation whose sedimentary environment is fluvio-deltaic.The spectral decomposition method has been applied in order to estimate the thickness of the seam whose temporal thickness is less than I/4 x. The implementation of spectral decomposition method is carried out by Fourier transforming (FFT) 2D seismic data to the frequency domain. In the frequency domain the thickness of the coal seam is manifisted as the elucidation of the notch spectrum. By measuring the width of the notch spectrum, the thickness of the coat seam can be estimated. The thickness of the coal seam varies from 9-16 meters. In the NW part of the stuady area the thickness is around 9-11 meters, while in the SEpart of the study area the thickness varies from 11-16 meters and then mapped byits distribution with thickness contour with kriging's method. Time structure map of the surface representing the top structure of the layer where coal seam are deposited for three zones; deep zone, moderate depth, and shallow depth. It can be seen than structure shallowing toward the NW."

"Sumur Meranji-1 menemukan cadangan hidrokarbon pada Formasi Batupasir Namur di Struktur Meranji yang terletak pada Lapangan Merrimelia, Cekungan Eromanga, Australia. Cekungan ini terbentuk mulai kurun waktu Awal Jurassic hingga Akhir Cretaceous dan didominasi oleh lingkungan pengendapan braided, meandering fluvial, shoreface serta lacustrine turbidite sandstone sehingga memiliki reservoar yang cukup tebal dan sangat potensial untuk menjadi lapangan produksi.Walaupun memiliki potensi untuk menjadi lapangan produksi, lapangan ini belum memiliki peta distribusi reservoar yang dapat digunakan untuk pengembangan lapangan lebih lanjut. Oleh karena itu, studi karakterisasi reservoar dilakukan dengan metode inversi seismik dan dekomposisi spektral untuk menghasilkan peta distribusi reservoar ini. Metode inversi seismik menghasilkan penampang impedansi akustik yang dapat diasosiasikan dengan litologi reservoar sedangkan metode dekomposisi spektral menghasilkan penampang frekuensi yang dapat diolah dan dianalisis lebih lanjut untuk mengidentifikasi keberadaan fluida reservoar.Studi dekomposisi spektral dimulai dengan mengekstrak frekuensi data seismik setiap kelipatan 1 Hz dari frekuensi 1 Hz sampai dengan frekuensi 60 Hz. Penampang frekuensi ini kemudian diolah untuk menghasilkan frequency gather pada perpotongan inline dan xline di lokasi terdekat dengan Sumur Meranji-1. Dari frequency gather ini kemudian ditarik horizon pada zona reservoar minyak, gas dan air lalu diplot pada grafik amplitudo vs frekuensi. Dari grafik ini selanjutnya ditentukan zona low (frekuensi 9-13 Hz), mid (frekuensi 16-20 Hz) dan high (frekuensi 35-39 Hz) lalu dilakukan operasi aritmatika sebagai berikut: zona mid dikurangi zona low (disebut zona mL), zona high dikurangi zona mid (disebut zona Hm) dan zona mL dikali dengan zona Hm yang disebut zona Hm*mL. Zona mL akan menampilkan zona-zona keberadaan gas sedangkan zona Hm*mL akan menampilkan zona-zona keberadaan minyak.

---

Meranji-1 well discovered hydrocarbon reserves in the Namur Sandstone Formation which is located on Meranji Structure in Merrimelia Field, Eromanga Basin, Australia. This basin was formed from the period of Early Jurassic to Late Cretaceous and the depositional environment is dominated by braided, meandering fluvial, shoreface and lacustrine turbidite sandstone that have a fairly thick reservoir and very potential to be a producing field.

Although it has the potential to become a producing field, the field does not have any reservoir distribution maps that can be used for further field development. Therefore, reservoir characterization studies conducted using seismic inversion and spectral decomposition methods to produce these reservoir distribution maps. Seismic inversion method produces an acoustic impedance section that can be associated with reservoir lithology while spectral decomposition method produces a frequency section which can be further processed and analyzed to identify the presence of the reservoir fluid.

Spectral decomposition study begins with seismic data extraction for every single frequency from 1 to 60 Hz. These frequency sections then processed to produce a frequency gather at the intersection of inline and xline near Meranji-1 well. From this frequency gather then drawn a horizon at oil, gas and water reservoir zone and then plotted on a frequency vs amplitude graph. Based on this graph; low (frequency 9-13 Hz), mid (frequency 16-20 Hz) and high (frequency 35-39 Hz) zone is defined and then performed an arithmetic operation as follows: mid zone minus the low zone (called mL zone), high zone minus the mid zone (called Hm zone) and the mL zone multiplied by the Hm zone (called Hm*mL zone). mL Zone will display the zones where the gas is presence while Hm * mL zones will show the presence of oil."

"Teknik Akuisisi Ocean Bottom Cable (OBC) diperkenalkan untuk memenuhi keterbatasan streamer untuk menghadapi daerah dangkal maupun larangan menggunakan bentangan streamer dengan panjang tertentu dan batasan kapal navigasi seismik dengan ukuran yang tertentu juga. Receiver OBC dibentang di dasar laut sangat rentan dengan gangguan dari receiver ghost dan juga peg-legs ketika kedalaman air laut mencapai 10 m. Tetapi jenis gangguan ini dapat dilemahkan dengan menggunakan teknik dual summation. Sederhananya, ada perbedaan antara kedua respons yang harus disamakan sebelum menggabung kedua sensor, perbedaan yang paling utama berasal dari faktor coupling dari kedua sensor dan juga repetisi dari penjalaran gelombang yang terjadi diantara dasar laut dan muka laut. Metode yang biasa digunakan untuk menyelesaikan perbedaan ini mengkalibrasi kesamaan operator, tetapi metode ini tidak berjalan baik pada beberapa projek OBC di Indonesia belakangan ini. Hasil yang lebih optimal didapatkan ketika sensor coupling sudah ditingkatkan pada fase akuisisi. Dengan menganggap respon masing-masing sensor telah dikalibrasi dan disamakan dengan menghasilkan wavelet, penyamaan amplitude adalah problem berikutnya yang harus diselesaikan, karena kedua sensor tidak merekam parameter yang. Metode yang biasa digunakan seperti Automatic Gain Control (AGC) atau seperti yang diperkenalkan oleh Fred Barr atau Robert Soubaras untuk menyelesaikan masalah ini tidak berjalan dengan baik pada data thesis ini. Thesis ini memperlihatkan sedikit pengembangan dari model awal yang diperkenalkan Fred Barr, melihat perbedaan antara kedua sensor dan juga teknik berdasarkan analisa hodograph untuk menyelesaikan masalah penyamaan amplitude, yang bekerja cukup baik pada data thesis ini dengan menggunakan window dimana ghost dan sinyal tidak berinterferensi secara kuat.

---

Ocean Bottom Cable (OBC) acquisition techniques were introduced to fulfill streamer limitation on facing shallow obstacles prohibiting usage of long streamer strings and navigation of seismic boats of significant size. OBC receivers being set at the sea floor are subject to strongly damaging receiver ghosts and peg-legs when water depths more than 10m. Fortunately, this kind of strong and very polluting multiples can be efficiently attenuated by dual sensor summation technique.

Practically, there are differences between the two responses, which must be balanced before combining both sensors. The most significant differences are coming from sensor coupling and a multitude of oblique water arrivals bouncing in the water layer. Standard methods to solve the coupling differences are based on matching operator calibration, but these methods have worked pathetically at least for the OBC projects of the last years in Indonesia. Results shows good improvement when sensor coupling is enhanced during the acquisition phase. By assuming that the responses have been calibrated to present similar aspect and generating wavelet, amplitude matching is the next issue that should be solved, because the two sensors do not record the same parameters. Standard methods as simple Automatic Gain Control (AGC) or as introduced by Fred Barr or Robert Soubaras to deal with this issue did not work perfectly on this data sets.

This thesis presents a small extension of the initial model introduced by Fred Barr, allowing to explicit the differences between the two sensors responses and a technique based on hodograph analysis to solve amplitude balancing issue, that worked satisfactorily for this data set."