Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? -QC, menurut saya ada 2 faktor penting. QC tool dan QC operation/technical. *saya biasa melakukan cek apakah INITIAL dan FINAL hydrostatic pressure dari tool pada saat melakukan PT tidak berbeda jauh (sekitar max 20psia). *apakah pressure yang dibaca benar2 FP, nah ini harus diambil saat kurva benar2 sudah flat dan tidak ada lagi build up yg cukup significant. *tight formation pun sebenarnya bisa memberikan 'pesudo' pressure, yang artinya nilainya ada, tetapi sebenarnya itu tidak valid disebut sebagai FP. *yang ingin dipastikan adalah, apakah benar saat kita melakukan PT di depth let say 3003mLogger Depth, dan itu juga yang benar2 kita PT. *intinya adalah cek INITIAL hp-cek apakah benar build up itu adalah build up formation-cek apa benar pressure akhir layak disebut sebagai FP-dan terakhir cek FINAL hp.
Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang memperhatikan efek histerisis? -menurut saya tidak pernah ada masalah dalam cara melakukan job, bisa dari shallow ke deep bisa juga sebaliknya, yang penting kita yakin yang kita PT adalah benar-benar reservoir yang kita inginkan. Untuk melakukan interpretasi seperti penentuan gradien, saya juga membandingkannya dengan data dari OFA/LFA dan PO sample. Kalo yang keluar adalah HC, saya berkeyakinan data itu valid dan bagus, adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? Nah kalao yang keluar itu filtrate, adakah cara yang harus dilakukan untuk mengetahui jenis HC atau formation fluid nya? -kalau yang keluar adalah filtrate, jelas ini samasekali tidak bisa mengarahkan kita ke keputusan determinasi HC. interpretasi gradien sangat valid untuk mementukan apakah dalam 1 reservoir hanya ada 1 jenis fluida atau ada lebih dari 1 jenis fluida. untuk kasus filtrate, yang perlu dimaksimalkan adalah flushing time dari formation. dgn segala pertimbangan safety (avoid stuck), tugas kita adalah mem-flush formation dgn semaximal mungkin, kalau dengan RDT yah kira2 minimal 3000cc lah. Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? -absolutely!! Pitfall apa sajakah yang diperlukan untuk interpretasi pre-test ini. -kalau menurut saya harus yakin dulu, data kita valid atau tidak. itu key point nya. --------------------------------------------------------------------- To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id Visit IAGI Website: http://iagi.or.id Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta No. Rek: 123 0085005314 Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI) Bank BCA KCP. Manara Mulia No. Rekening: 255-1088580 A/n: Shinta Damayanti IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/ IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi ---------------------------------------------------------------------
