## KARAKTERISASI RESERVOIR KARBONAT MENGGUNAKAN INVERSI IMPEDANSI AKUSTIK BLOK ‘X’, FORMASI TUBAN, CEKUNGAN JAWA TIMUR
Juventa 1* , Ahmad Fakhri Bobbybuana 1 , Nasri MZ 1 , Fitriyanda Herawan 2 , Ahmad Dzikra Fatahillah 2
1 Program Studi Teknik Geofisika, Fakultas Sains dan Teknologi, Universitas Jambi
2 Pertamina Hulu Energi Tuban East Java *Penulis Korespodensi : juventa@unja.ac.id
Abstrak. Reservoir karbonat pada umumnya sulit dipetakan dan diidentifikasi karena memiliki struktur yang kompleks serta heterogenitas tinggi. Cekungan Jawa Timur merupakan contoh dari struktur karbonat kompleks  dengan  akumulasi  hidrokarbon  yang  sangat  baik.  Untuk  mendapatkan  hasil  karakterisasi reservoir karbonat yang lebih baik diterapkan inversi impedansi akustik pada daerah ini. Impedansi akustik merupakan produk dari kecepatan gelombang P seismik dan densitas, di mana kecepatan gelombang dan densitas  adalah  properti  yang  biasa  digunakan  untuk  mendeskripsikan  batuan  pada  suatu  reservoir. Berdasarkan  hasil  analisis  sensitivitas,  parameter  yang  sensitif  untuk  mendeskripsikan  reservoir  adalah impedansi akustik, porositas, sonik, dan densitas. Hasil inversi menunjukkan rentang nilai impedansi akustik pada  Formasi  Tuban  antara  23000 – 50000  (ft/s).(g/cc)  dan  hasil  transformasi  porositas  menunjukan rentang  nilai  sebesar  8 – 22  %.  Peta  struktur  kedalaman  dan  irisan  penampang  impedansi  akustik  dan porositas menunjukan pola sebaran zona reservoir terhampar pada arah Barat – Barat Daya dengan elevasi struktur yang tinggi atau berada pada puncak struktur reservoir karbonat pada kedalaman 2500 meter di bawah permukaan.
Kata Kunci: reservoir karbonat; impedansi akustik; Formasi Tuban
Abstract . Carbonate reservoirs are usually difficult to map and identify in seismic sections due to their complex structure and diagenetic material with high heterogeneity. The East Java Basin is a perfect example of these complex carbonate structures with excellent hydrocarbon accumulation. In order to obtain a better characterization of the carbonate reservoir in this basin, acoustic impedance inversion is performed in here. Acoustic impedance is a product of seismic P wave velocity and density, where velocity and  density are properties  commonly used  to describe  rocks in a reservoir.  Based on  the  sensitivity analysis  results,  the sensitive  parameters  to  describe  the  reservoir  are  acoustic  impedance,  porosity,  sonic,  and  density. Inversion results showed the range of acoustic impedance values in the Tuban Formation between 23000 – 50000 (ft/s).(g/cc) and porosity transformation results showed a value range of 8 – 22%. Depth structure map, acoustic impedance and porosity section slices showed the distribution pattern of reservoir zones lying in the West - Southwest direction with high structural elevations or located on the top structure reservoir carbonate at a depth of 2500 meters below the surface Keywords: carbonate reservoir; accoustic Iimpedance; Tuban Formation

## PENDAHULUAN
Reservoir  batuan  karbonat  dapat  mempunyai ukuran  geometri yang sangat luas  tapi  mempunyai porositas yang sangat kecil. Teknik karakterisasi yang berhasil  pada  reservoir  batupasir  terkadang  akan memberikan  hasil  yang  tidak  terlalu  baik  pada reservoir karbonat (Akbar dkk . , 2000) .
Heterogenitas yang ada pada reservoir karbonat ditunjukkan  dengan  jelas  pada  hubungan  antara permeabilitas dan porositas. Penelitian sebelumnya telah  menunjukkan  bahwa  pada  batuan  karbonat porositas  dan  permeabilitas  mempunyai  hubungan
spasial yang sangat sedikit dan bisa sangat bervariasi pada skala jarak yang kecil (Lucia dkk., 2003).
Heterogenitas yang ada pada reservoir karbonat pada  umumnya  disebabkan  oleh  proses  diagenesa. Diagenesa  ini  menyebabkan  terjadinya  peubahan dan  perbedaan  nilai  properti  fisik  batuan  karbonat yang  akan  potensial  menjadi  sebuah  reservoir hidrokarbon (Rashid dkk . , 2022).
Cekungan  Jawa  Timur  merupakan  salah  satu cekungan  yang  sangat  produktif  di  Indonesia  dan sudah  dilakukan  produksi  hidrokarbon  sejak  akhir abad ke-19 hingga saat ini. Penemuan tersebut juga
didukung  oleh  keadaan  geologi  Cekungan  Jawa Timur  yang  unik  dan  memiliki  kompleksitas  cukup tinggi,  umumnya  merupakan  dampak  dari  variasi stratigrafi dan tatanan struktur.
Secara geologi, cekungan Jawa Timur terbentuk dari  sejarah  proses  geodinamik  yang  aktif  seperti proses uplifting yang disebabkan oleh adanya proses subduksi yang dimulai pada akhir zaman Cretaceous dan  diikuti  oleh  kenaikan  muka  air  laut.  Kemudian aktifitas tektonik yang terus berlangsung pada umur Plio-Pleistosen  menjadi  faktor  utama  penyebab terjadinya  pengangkatan  daerah  geologi  cekungan jawa  Timur dan  menyebabkan  kehadiran  beberapa struktur  geologi  seperti  sesar  turun,sesar  naik  dan perlipatan batuan. Geologi regional ini secara umum dibagi  menjadi  3  zona  utama  yaitu Northern Paltform,  Central  deep dan Southern  Uplift yang dapat dilihat pada gambar 1. (Satyana dan Djumlati, 2003)
Gambar 1. Tatanan Geologi Cekungan Jawa Timur
Secara  umum  nomenklatur  stratigrafi  di cekungan  Jawa  Timur  cukup  rumit  dan  terdapat beragam  versi  yang  digunakan  oleh  perusahaan migas  dan  institusi  penelitian  sehingga  pada  tahun 1998, Pertamina bersama Santa Fe Tuban membuat klasifikasi  stratigrafi  Jawa  Timur  dari  Paleogen sampai dengan kuarter kedalam 7 satuan stratigrafi atau sikuen formasi utama yaitu Ngimbang, Kujung, Tuban, Ngrayong,  Wonocolo,  Kawengan,  dan  Lidah yang dapat dilihat di gambar 2. (JOB Pertamina dan Santa Fe Tuban, 1998)
Gambar 2 . Kolom Stratigrafi Daerah Penelitian
Penelitian  ini  akan  fokus  ke  batuan  karbonat formasi  Tuban  yang  mempunyai    litologi  pada reservoir  ini  adalah  karbonat build-ups kompleks. Batuan  karbonat  pada  formasi  Tuban  mulai diendapkan  pada  awal  Miosen  dan  merupakan sebuah  fase  transgresi.  Formasi  tuban  adalah  akhir dari  fase  pengendapan  panjang  batuan  karbonatan pada cekungan Jawa Timur yang dimulai pada akhir Ologosen sampai pada Awal Miosen. (Satyana, 2005) Reservoir  dengan  litologi  karbonat  memiliki heterogenitas yang tinggi, berbeda dengan reservoir dengan  litologi  sedimen  klastik  seperti  batupasir sehingga  dibutuhkan  karakterisasi  reservoir  yang baik (Radwan dkk . , 2021).
Analisis  karakter  reservoir  seismik  merupakan suatu  proses  untuk  mendeskripsikan  karakter reservoir secara kuantitatif dan atau secara kualitatif dengan  menggunakan  data  seismik  sebagai  data utama.  Karakterisasi  reservoir  meliputi  delineasi, deskripsi,  dan  monitoring  perlu  dilakukan  untuk melihat kondisi reservoir secara menyeluruh. Untuk dapat mengkarakterisasi reservoir dengan baik perlu dilakukan  studi  terpadu  mengenai  data  seismik (domain  waktu)  dan  data  sumur  (domain kedalaman),  salah  satunya  dengan  menggunakan metode seismik inversi. Seismik inversi didefinisikan sebagai  suatu  teknik  karakterisasi  reservoir  dengan cara  membuat  simulasi  model  geologi  bawah permukaan  bumi  yang  terekam  oleh  alat  dengan menggunakan  data  seismik  dan  data  sumur (Sukmono, 2007).
Metode  seismik  inversi  yang  akan  digunakan dalam  penelitian  ini  adalah  Inversi Acoustic Impedance (AI). Acoustic  Impedance merupakan produk  dari  kecepatan  gelombang  P  seismik  dan densitas,  di  mana  kecepatan  gelombang  dan densitas adalah properti yang biasa digunakan untuk mendeskripsikan  batuan  pada  suatu  reservoir. Sebaliknya,  data  seismik  refleksi  dihasilkan  dari perubahan AI pada bidang batas antar lapisan batuan di bawah permukaan. Impedansi dapat memberikan interpretasi struktur, stratigrafi, litologi dan distribusi fluida  yang  lebih  akurat  dan  rinci  daripada  yang diperoleh  dari  interpretasi  seismik  konvensional (Aleman dan Bolívar, 2004).
Penelitian ini bertujuan untuk mendeskripsikan karakter  reservoir  karbonat  dan  mendelineasi sebaran  zona  reservoir  dan  non  reservoir  pada Formasi Tuban, Cekungan Jawa Timur.

## METODOLOGI
Sebagaimana yang telah dijelaskan sebelumnya bahwa  inversi  seismik  didefiniskan  sebagai  suatu teknik  pemodelan  geologi  bawah  permukaan menggunakan  data  seismik  sebagai  input  dan  data sumur  sebagai  kontrolnya.  Inversi  seismik  juga disebutkan  sebagai  proses  ekstraksi  sifat  fisika geologi  bawah  permukaan  dari  data  seismik  (Jia, 2021).  Tujuan  dasar  dari  inversi  seismik  adalah melakukan  transformasi  data  seismik  refleksi menjadi  nilai  kuantitatif  sifat  fisik  serta  deskripsi reservoir agar lebih mudah dalam tahap interpretasi. Metode  inversi  seismik  yang  digunakan  pada penelitian  ini  adalah  inversi model  based. Metode model  based ini  memiliki  kelebihan  yaitu  resolusi hasil  inversi  akan  meningkat  karena  dilakukan menggunakan data model inisial dan baik digunakan untuk target dengan reflektivitas rendah.
Tahapan pengerjaan penelitian ini dapat dilihat pada gambar 3.

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Sebelum  dilakukannya  proses  inversi  pada penelitian  ini  perlu  dilakukan  proses  analisis sensitivitas  untuk  memvalidasi  zona  target  yang berada pada Formasi Tuban. Hasil analisis sensitivitas
yang ditunjukan dalam crossplot antara parameter AI dengan  porositas  menunjukan  zona  dengan porositas tinggi memiliki nilai AI yang relatif rendah, seperti pada tabel 1 dan gambar 4 di bawah ini.
Gambar 3. Diagram Alir Penelitian
Tabel 1. Nilai Cut-Off Parameter AI dan Porositas
Parameter Cut-Off Porous Carbonate Cut-Off Tight Carbonate P-Impedance 23000-40000 > 40000 Porositas 0.08-0.2 < 0.08
Gambar 4. Crosplot AI dan Porositas
Hasil crossplot selanjutnya  antara  parameter densitas dengan porositas menunjukan zona dengan
porositas  tinggi  memiliki  nilai  densitas  yang  relatif rendah,  seperti  yang  ditunjukan  pada  tabel  2  dan gambar 5 di bawah ini.
Tabel 2. Nilai Cut-Off Parameter Densitas dan Porositas
Parameter Cut-Off Porous Carbonate Cut-Off Tight Carbonate Densitas 2.15 - 2.5 > 2.5 Porositas 0.08-0.2 < 0.08
Gambar 5. Crossplot Densitas dan Porositas
Sedangkan hasil crossplot terakhir antara parameter kecepatan  gelombang  P  dan  densitas  menunjukan zona  dengan  nilai  densitas  rendah  memiliki kecepatan  gelombang  P  yang  rendah,  seperti  yang ditunjukan pada tabel 3 dan gambar 6 di bawah ini.
Tabel 3. Nilai Cut-Off Parameter Densitas dan Kecepatan
Gelombang P. Parameter Cut-OffPorous Carbonate Cut-Off Tight Carbonate P- wave 11000 – 17000 > 17000 Densitas 2.15 - 2.5 > 2.5
Gambar 6. Crossplot Parameter Densitas dan Kecepatan Gelombang P
Inversi acoustic  impedance dilakukan  dengan menggunakan  metode  inversi model  based sesuai dengan  hasil  analisis  pra-inversi  terhadap initial model .  Hasil  dari  proses  inversi  AI  berupa penampang  sebaran  nilai acoustic  impedance (Gambar  7)  yang  menunjukkan  persebaran  nilai  AI yang  tersebar  pada  horizon  target  yaitu  Formasi Tuban dengan window sebesar 350 ms dari horizon. Hasil dari proses inversi yang berupa penampang AI digunakan  untuk  menentukan  zona porous carbonate dan tight carbonate berdasarkan dengan nilai cut-off AI  yang  didapatkan  dari  hasil  analisis sensitivitas  yang  bernilai  23000-40000  yang diskalakan  dengan  warna  biru  muda  pada  hasil inversi.
Gambar 7. Penampang AI Hasil Inversi
Penampang AI hasil inversi pada gambar di atas menunjukkan  sebaran  nilai  AI  di  daerah  sekitar sumur  AF-05  dan  AF-09  dengan  rentang  nilai  AI antara 12000 – 42000 (ft/s)*(g/cc). Sebaran dengan nilai AI relatif rendah berada tepat pada horizon hasil picking pada  top  Formasi  Tuban  dan  diselingi  oleh zona yang memiliki nilai AI dengan harga yang tinggi. Hasil inversi menunjukkan kecocokan dengan nilai AI pada  sumur  yang  ditunjukkan  dengan  warna  yang sesuai  antara  sumur  dengan  lapisan  hasil  inversi  di sekitar sumur.
Zona  dengan  nilai  AI  yang  tinggi  menunjukkan zona reservoir karbonat yang lebih tight, sedangkan zona dengan nilai AI yang lebih rendah menunjukkan zona  reservoir  karbonat  yang  lebih  berpori  ( porous carbonate ).  Hal  tersebut  dikarenakan  nilai  AI  yang merupakan  hasil  dari  nilai  kecepatan  gelombang  P dan  densitas  mendeskripsikan  karakter  dari  suatu batuan, di mana gelombang P yang merambat pada
suatu  batuan  akan  merambat  pada  matriks  dari batuan  yang  dilaluinya.  Sehingga  semakin  rapat matriks suatu batuan dan pori batuan yang semakin kecil  akan  menghasilkan  nilai kecepatan  yang  lebih tinggi  saat  dilalui  oleh  gelombang,  sebaliknya semakin besar pori dan matriks yang renggang pada suatu  batuan  akan  menghasilkan  kecepatan gelombang  yang  lebih  rendah.  Sedangkan  nilai densitas  pada  batuan  juga  dipengaruhi  oleh kerapatan  matriks  suatu  batuan.  Sehingga  nilai  AI merupakan parameter yang mampu mendeskripsikan karakter suatu batuan dengan baik, dan  nilai  AI  sebagian  besar  dikontrol  oleh  nilai kecepatan gelombang P.
Proses selanjutnya yaitu melakukan transformasi dari penampang AI untuk mendapatkan penampang  porositas  yang  dapat  dilihat  pada gambar  8.  Transformasi  parameter  AI  menjadi porositas dilakukan dengan menggunakan persamaan  regresi  linier  yang  didapatkan  dari crossplot antara parameter AI dan porositas.
Gambar 8. Penampang Porositas Hasil Transformasi AI
Hasil  penampang  porositas  hasil  transformasi dari volume inversi AI pada Gambar 8 menunjukkan sebaran  nilai  porositas  pada  zona  target  Formasi Tuban. Sebaran porositas pada penampang tersebut memiliki  rentang  nilai  antara  5  % – 20  %,  secara kualitatif  warna  ungu  menunjukkan  zona  dengan harga porositas rendah dan zona dengan warna hijau menunjukkan zona dengan porositas tinggi.
Zona  dengan  harga  porositas  tinggi  berada tepat  pada  horizon  hasil picking pada  top  Formasi Tuban  dan  diselingi  oleh  zona  yang  memiliki  nilai
porositas dengan harga yang rendah dibagian tengah dan  kembali  lagi  pada  zona  yang  memiliki  nilai porositas  dengan  harga  rendah.  Hasil  sebaran porositas pada penampang porositas hasil transformasi ini sesuai dengan sebaran parameter AI pada volume hasil inversi.
Peta  struktur  kedalaman  pada  Gambar  9  di bawah ini menunjukkan struktur karbonat terumbu pada  Formasi  Tuban  dengan  domain  kedalaman. Peta  tersebut  didapatkan  dari  hasil velocity  model dengan  data marker sebagai  kontrol.  Pola  struktur yang  terdapat  pada  peta  struktur  kedalaman tersebut  memperlihatkan top  structure karbonat terumbu  yang  berada  pada  kedalaman  2,5  km  di bawah  permukaan,  di  mana  sebaran top  structure pada peta tersebut memiliki arah Barat Daya.
Gambar 9. Peta Struktur Kedalaman
Sistem  pengendapan  karbonat  dibagi  menjadi dua  yaitu marine  shallow  water – lacustrine dan deeper water facies of pelagic . Berdasarkan dua tipe sistem  pengendapan  karbonat  tersebut,  daerah penelitian  ini  termasuk  kedalam marine  shallow water – lacustrine (Pomar,  2004).  Beberapa lingkungan yang berasosiasi dengan laut dangkal dan daratan  meliputi  daerah  pantai,  batas  paparan, daerah peritidal , lacustrine dan  terumbu.  Secara sederhana,  terdapat  dua  ciri  khas  terumbu  yaitu, batuan  terumbu  dibatasi  secara  lateral  serta mencakup area yang luas, dan menunjukkan adanya
pengaruh  organisme  biologis  selama  pertumbuhan (Tucker and Wright, 1990).
Gambar 10. Komponen dari Litofasies dan Model Geologi Karbonat Terumbu Kompleks (Pomar, 2004)
Hasil  model  geologi  kompleks  tersebut,  jika dibandingkan  dengan  hasil  penampang  AI  dan porositas pada Gambar 7 dan 8 memiliki kesamaan pola,  di  mana  Fasies core  reef pada  penampang  AI ditunjukan  dengan  nilai  AI  yang  tinggi  (warna  biru- ungu)  dan  pada  penampang  porositas  ditunjukan dengan  nilai  porositas  yang  rendah  (warna  ungu- biru).  Fasies forereef dan back-reef  lagoon yang memiliki  litologi  yang  lebih  berpori  ditunjukan dengan  nilai  AI  rendah  dan  porositas  tinggi  (warna merah-hijau).  Hal  ini  membuktikan  zona tight carbonate pada  lapangan  penelitian  ini  merupakan zona  Fasies core  reef yang  memiliki  tubuh  yang sangat masif dan  mengandung  bahan  organik  yang sangat tinggi.
Persebaran  hasil  inversi  AI  dan  transformasi porositas  dalam  volume  3D  dapat  diketahui persebarannya  secara  lateral  dengan  melakukan penyayatan pada volume 3D (gambar 11). Peta hasil sayatan  AI  dan  porositas  selanjutnya  di- overlay dengan  peta  struktur  kedalaman  untuk  melihat sebaran  AI  dan  porositas.  Hal  ini  dilakukan  untuk mempermudah  analisa  dan  interpretasi  untuk
menentukan  daerah  prospek  dan  menentukan propose well .
Gambar 11 . Peta Sayatan AI Pada Top Horizon Formasi

## Tuban
Peta sayatan AI pada horizon Formasi Tuban di atas  menunjukkan  sebaran  AI  dengan  nilai  rendah yang  mengindikasikan  zona porous  carbonate reservoir terhampar  pada  arah  Barat – Barat  Daya daerah  penelitian.  Garis  kontur  yang  merupakan kontur  struktur  waktu  menunjukkan  zona top structure Formasi  Tuban  pada  arah  Utara – Timur Laut  memiliki  nilai  AI  yang  relatif  lebih  tinggi  jika dibandingkan  dengan  arah  Barat – Barat  Daya, sehingga  area  tersebut  diiinterpretasikan  sebagai zona tight carbonate reservoir .
Gambar 12. Peta Sayatan Porositas Pada Top Horizon

## Formasi Tuban
Peta sayatan porositas pada gambar 12 di atas menunjukkan  sebaran  porositas  dengan  nilai  tinggi
yang  mengindikasikan  zona porous  carbonate reservoir terhampar  pada  arah  Barat – Barat  Daya daerah penelitian dan pada arah Utara – Timur Laut memiliki  sebaran  nilai  porositas  dengan  nilai  yang relatif  lebih  rendah.  Hasil  sebaran  porositas  pada peta sayatan diatas memilki kesamaan pola dengan peta sebaran AI dan keduanya saling berhubungan, sehingga  dapat  diketahui  bahwa  zona porous carbonate reservoir berada pada arah Barat – Barat Daya lokasi penelitian.
Penentuan propose  well pada  penelitian  ini dilakukan  dengan  melihat  beberapa  faktor,  di antaranya adalah pola struktur, pola sebaran AI, dan pola  sebaran  porositas.  Berdasarkan  peta  struktur kedalaman, penentuan area propose well dilakukan pada area  dengan  elevasi tinggi atau top structure , hal ini dikarenakan fluida pengisi pori pada reservoir terdiri dari beberapa jenis dan  yang  memiliki  masa jenis  paling  ringan  adalah  minyak  bumi,  sehingga minyak  bumi  akan  cenderung  terperangkap  pada bagian  atas  reservoir.  Walaupun  parameter  AI  dan porositas tidak dapat menunjukkan keberadaan dan jenis fluida pengisi pori pada reservoir, tetapi sumur AF-05 dan AF-09 yang digunakan pada proses inversi ini berupa sumur yang  memproduksi minyak  bumi, dan  berdasarkan petroleum  system daerah penelitian  yang  sudah  dijelaskan  sebelumnya  juga menunjukkan  bahwa  lokasi  penelitian  merupakan daerah  penghasil  minyak  bumi  yang  baik. Berdasarkan  pola sebaran  AI dan  porositas, daerah yang  merupakan  zona porous  carbonate  reservoir berada  pada  arah  Barat – Barat  Daya  sehingga penentuan lokasi propose well pada area penelitian berada pada arah Barat – Barat Daya yang memiliki garis kontur dengan elevasi yang tinggi atau berada di top structure .
Pemilihan  sumur  usulan  pada  arah  Barat  dan Barat Daya daerah penelitian selain didasarkan pada lokasi yang berada pada top structure reservoir juga dilakukan  berdasarkan  hasil  nilai  AI  pada  daerah tersebut yang sesuai dengan hasil cutoff parameter AI yaitu 20000 – 30000 (ft/s).(g/cc) dan hasil cutoff parameter porositas sebesar 15% - 22% (gambar 13).
Gambar 13. Lokasi Usulan Sumur Baru
Sumur usulan dengan nama FB-26P, FB-27P, FB- 28P,  dan  FB-29P  merupakan  kode  nama  sumur usulan yang cenderung berada pada top structure di arah  Barat.  Sedangkan  dua  sumur  usulan  dengan kode  nama  EB-01  dan  EB-02  merupakan  sumur usulan yang berada pada top structure di arah Barat Daya.  Berdasarkan  hasil  dari  pola  sebaran  AI  dan porositas pada lokasi penelitian, lokasi sumur usulan EB-01  dan  EB-02  merupakan  sumur  usulan  yang paling  baik  karena  arah  pola  sebaran  nilai  AI  dan porositas  lebih  cenderung  mengarah  ke  arah  Barat Daya, dan lokasi sumur usulan tersebut tepat di atas top  structure karbonat  terumbu  yang  berada  pada kedalaman  2500  meter  di  bawah  permukaan berdasarkan garis kontur peta struktur kedalaman.
Berdasarkan  hasil  tersebut,  kedua  zona  pada arah Barat dan Barat Daya merupakan zona reservoir yang  memiliki  karakteristik  paling  baik  untuk dilakukan pengeboran selanjutnya.

## PENUTUP Simpulan
1. Hasil  analisa  sensitivitas  menunjukkan parameter AI, Porositas, Sonic , dan Densitas dapat  memisahkan  antara  zona porous carbonate  reservoir dan tight  carbonate reservoir baik  secara  kualitatif  maupun kuantitatif.
2. Berdasarkan hasil inversi didapatkan rentang nilai AI pada reservoir Formasi Tuban adalah
23000 – 50000  (ft/s)*(g/cc),  sedangkan harga  porositas  pada  reservoir  daerah penelitian berkisar antara 0.08 – 0.22.
3. Berdasarkan  hasil  peta  struktur  kedalaman dan  AI,  pola  sebaran  zona  reservoir terhampar  pada  arah  Barat – Barat  Daya dengan  elevasi  struktur  yang  tinggi  atau berada pada top structure daerah penelitian.
4. Pola  sebaran  porositas  daerah  penelitian mengarah  ke  Barat – Barat  Daya  sesuai dengan pola sebaran reservoir berdasarkan nilai  AI,  sehingga  lokasi  sumur  selanjutnya sebaiknya berada pada sekitar arah Barat – Barat Daya daerah penelitian.

## Ucapan Terima Kasih
Penulis mengucapkan  terima  kasih  kepada  PT. Pertamina  Hulu  Energi  Tuban East  Java yang  telah menyediakan data pada penulisan ini.

## DAFTAR PUSTAKA
Akbar,  M.,Vissapragada,  B.,Alghamdi,  A.H.,Allen,  D., Herron,  M.,Carnegie,  A.,Dutta,  D.,  Olesen,  J., Chourasiya, R. D., Logan, D., (2000) ‘A snapshot  of carbonate  reservoir  evaluation’, Oilfield  review , 12(4), pp. 20 – 21.
Pablo,  Buenafama  Aleman  (2004).  'Acoustic  impedance inversion of the Lower Permian carbonate buildups in the Permian Basin, Texas', Master's thesis , Texas A&M University. Texas A&M University..
Jia, L. (2021) Methodologies and Applications of Prestack Waveform  Inversion,  Reverse  Time  Migration,  and Artificial  Intelligence  in  Seismic  Exploration . University of Wyoming.
JOB Pertamina  - Santa Fe Tuban. (1998) . Geologi Tuban East java .
Lucia,  F.  J.,  Kerans,  C.  and  Jennings    Jr.,  J.  W.  (2003) ‘Carbonate  Reservoir  Characterization’, Journal  of Petroleum  Technology ,  55(06),  pp.  70 – 72.  doi:
10.2118/82071-JPT.
Pomar,  L.  (2004)  ‘The  Late  Miocene  Reef  Complex  , Mallorca’, pp. 1– 37.
Radwan,  A.E.,  Trippetta,  F.,  Kassem,  A.A.  and  Kania,  M.
(2021) 'Multi-scale
characterization
of unconventional  tight  carbonate  reservoir:  Insights from  October  oil  filed,  Gulf  of  Suez  rift  basin, Egypt', Journal  of  Petroleum  Science  and
Engineering , 197 , p.107968.
Rashid, F. et al. (2022) ‘Quantitative diagenesis : Methods for studying the evolution of the physical properties of  tight  carbonate  reservoir  rocks’, Marine  and Petroleum  Geology ,  139,  p.  105603.  doi: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2022.105603.
Satyana,  A.  H.,  Djumlati. (2003)  ‘Oligo -Miocene Carbonates of the East Java Basin , Indonesia : Facies Definition Leading to Recent Significant Discoveries’, pp. 1 – 7.
Satyana, A. H. (2005) ‘Oligo -Miocene carbonates of Java, Indonesia: Tectonic-volcanic setting and petroleum implic ations’.
Sukmono, S. (2007) ‘Post and Pre Stack Seismic Inversion for  Hydrocarbon  Reservoir  Characterization’, Laboratorium  Geofisika  Reservoir,  Program  Studi Teknik Geofisika, Bandung .
Tucker,  M.  Е.  and  Wright,  V.  P.  (1990) Carbonate Sedimentology . Blackwell Science Ltd.
-------------------