Inversi Seismik Terkorelasi Facies Karbonat untuk Menentukan Distribusi Karbonat Berpori pada Formasi Baturaja, Lapangan Cippo, Cekungan Sumatera Selatan

Telah dilakukan penelitian inversi seismik terkorelasi facies karbonat untuk menentukan distribusi karbonat berpori. Penelitian ini dilakukan di Lapangan Cippo, Cekungan Sumatera Selatan dengan target Formasi Baturaja. Analisis pada penelitian ini menggunakan data seismik dan data sumur dengan metode inversi seismik ”model based”. Dilakukan analisis crossplot antara nilai impedansi akustik (IA) dan porositas neutron, sehingga Formasi Baturaja dapat dibedakan menjadi tiga zona yaitu zona reservoir, zona bukan reservoir, dan zona reservoir yang mengandung hirokarbon. Selanjutnya dibuat model awal inversi yang kemudian dicari parameter yang paling sesuai sehingga didapatkan inversi seismik dalam nilai impedansi akustik. Volume impedansi akustik kemudian dikonversi kedalam volume porositas neutron. Hasil persebaran porositas neutron kemudian dikorelasikan dengan facies batuan karbonat. Hasil penelitian menunjukan bahwa nilai IA pada reservoir adalah 8000-14000 m.g/s.cc, porositas neutron pada reservoir 0-0,25. Nilai IA reservoir yang mengandung hidrokarbon adalah 9000-13500 m.g/s.cc, porositas neutron reservoir yang mengandung hidrokarbon adalah 0,025-0,2. Secara lateral, area karbonat berpori yang mengandung hidrokarbon tersebar sepanjang arah utara-barat daya. Setelah dikorelasikan antara facies dan porositas neutron, didapatkan hasil bahwa facies mudstone to wackestone memiliki nilai porositas neutron lebih tinggi dibanding facies vuggy coral mudstone to wackestone. Hal ini dikarenakan keberadaan vuggy dan coral menurunkan nilai porositas neutron karena meningkatkan indeks hidrogen dalam reservoir