Electronic Theses and Dissertation

Kebutuhan manusia terhadap sumber daya minyak dan gas bumi yang terus meningkat, mendorong pengembangan teknologi ekplorasi untuk menemukan reservoar bawah permukaan. Salah satunya Cekungan Sumatera Tengah sebagai penghasil migas terbesar di Indonesia, memiliki reservoar yang terbentuk oleh aktivitas tektonik yang menghasilkan struktur geologi seperti antiklin yang berperan dalam akumulasi hidrokarbon. Metode seismik yang khususunya atribut RMS Amplitudo, sering digunakan untuk mengidentifikasi reservor karena dapat mendeteksi anomaly yang menunjukkan potensi hidrokarbon. Penelitian ini bertujuan untuk menggunakan atribut RMS Amplitude dalam mengidentifikasi sebaran reservoar pada Formasi Intra Telisa di Cekungan Sumatera Tengah. Data yang digunakan mengcakup data sumur, seismik, marker dan checkshot yang diproses untuk pemodelan geofisika deangan teknik atribut seismik menggunakan Software Petrel. Hasil interpretasi data seismik menunjukkan adanya reservoar berdasarkan struktur daerah tinggian pada kedalam 1100 m yang diperoleh dari konversi data dari domain waktu kedalam. Didukung oleh analisis atribut RMS Amplitude pada Formasi Intra Telisa yang menunjukkan nilai amplitude 65 ms hingga 95 ms, dengan zona reservoar terindetifikasi di sumur H-1 yang memiliki amplitude tinggi dan frekuensi rendah.

Exploration technology is being developed to identify subterranean reservoirs as a result of the growing human demand for oil and gas resources. One of them is the Central Sumatra Basin as the largest oil and gas producer in Indonesia, which has reservoirs formed by tectonic activity that produces geological structures such as anticlines that play a role in hydrocarbon accumulation. Seismic methods, especially the RMS Amplitue attribute, are often used to identify reservoirs because they can detect anomalies that indicate hydrocarbon potential. This study aims to use the RMS Amplitude attribute to identify the distribution of reservoirs in the Intra Telisa Formation in the Central Sumatra Basin. The data used includes well, seismic, marker and checkshot data processed for geophysical modeling with seismic attribute techniques using Petrel Software. The results of seismic data interpretation indicate the presence of reservoirs based on the structure of the elevated area at a depth of 1100 m obtained from the conversion of data from the time domain into. Supported by RMS Amplitude attribute analysis of the Intra Telisa Formation which shows amplitude values of 65 ms to 95 ms, with the reservoir zone identified in well H-1 which has high amplitude and low frequency.