digilib@itb.ac.id +62 812 2508 8800

ABSTRAK Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Alice Diniarti

COVER Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

BAB 1 Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

BAB 2 Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

BAB 3 Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

BAB 4 Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

BAB 5 Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

BAB 6 Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

PUSTAKA Isti Nur Kumalasari
PUBLIC Devi Septia Nurul

Karakterisasi reservoir pada batuan karbonat cukup kompleks karena memiliki berbagai jenis pori. Untuk meningkatkan keakuratan dalam karakterisasi reservoir kita perlu mengintegrasikan seluruh data yang tersedia dan integrasi metode pemodelan fisika batuan dan seismik inversi pre-stack. Pada penelitian ini, digunakan metode metode inversi yang digunakan adalah inversi EEI dan CPEI. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa dominasi nilai aspect ratio adalah 0.17-0.19, sehingga kemungkinan tipe pori yang berkembang pada Formasi Kujung I adalah reference pore. Cross plot parameter elastik yang dapat mendeskripsikan aspect ratio adalah Lamda-Rho terhadap porositas. Untuk mengatasi kesulitan pemisahan distribusi aspect ratio pada cross plot Lamda-Rho terhadap porositas diperlukan rotasi koordinat. Berdasarkan analisis data sumur dan petrofisika, kemungkinan lapisan karbonat mengandung gas berada pada bagian atas Formasi Kujung I atau di area tinggian (IN-1 dan IN-2). Pada sumur IN-3 tidak terdapat gas karena letak sumur berada pada daerah rendahan. Hasil inversi CPEI menunjukkan kecocokan yang baik terhadap parameter porositas total. Sedangkan, hasil inversi CPEI menunjukkan kecocokan yang baik terhadap saturasi air pada bagian atas formasi saja. Lapisan karbonat mengandung gas memiliki nilai hasil inversi CPEI yang rendah (Sw<0.54) dan diduga tersebar pada struktur tinggian pada slice 6, 10, 16, 20 ms di bawah horizon Top Kujung I. Persebaran low Mu-Rho dan high CPEI porositas yang berkorelasi terhadap porositas tinggi terdapat pada slice 2,10,16 ms di bawah horizon Top Kujung I. Lapisan karbonat pada sumur IN-3 diduga memiliki fasies yang berbeda dari sumur IN-1 dan IN-2 yang dicirikan dengan bentuk gamma ray yang bell shape, Lamda-Rho yang lebih rendah, aspect ratio yang lebih rendah, dan data seismik yang reflektornya tidak sekuat dibandingkan dengan data seismik di area sumur IN-1 dan IN-2. Kemungkinan fasies sumur IN- 3 adalah back reef lagoon (mudstone-wackstone) sedangkan fasies karbonat di area sumur IN-1 dan IN-2 adalah patch reef (wackstone-packstone).