Ada tiga hal yang sedang didiskusikan.
1. NMR untuk mengukur porositas
2. NMR T2 cutoff
3. NMR untuk mengidentifikasi kluster litologi (e-facies)
Ad.1 - NMR masih terbukti unggul menghitung Porositas TOTAL, terlepas dari
harga partisi T2 cut-off (CBW, BVI, MBV) yang dipakai. Asalkan sistem
dipastikan sudah fully polarized. T2 sendiri adalah hasil inversi matematis
dari data spin-echo decay (depolarizing). Distribusi T2 a.k.a (also known as)
T2 humps berkorelasi dengan distribusi echo-train...(weleh... jadi ngantuk yang
baca nih...). Setiap service kumpeni menerapkan cara tersendiri untuk mengubah
echo-train ke T2 dan kalibrasi Luas Area T2 (integral dari distribusi T2
terhadap waktu luluh) untuk akhirnya menjadi porositas.
Ad.2 - T2 cutoff untuk CBW, BVI, MBV adalah nilai empiris yang diambil dari
data statistik. Menentukan T2 cutoff di laboratorium menghadapi banyak
tantangan. Mulai dari yang paling fundamental seperti 'menirukan' keadaan tool
dan batuan pada kondisi reservoir (P dan T) sampai proses cleaning, proses
saturasi/desaturasi, kompatibilitas fluida yang dipakai, de el el. Orang2
lab-lah yang lebih tahu. Sejauh ini, 33ms dan 90-100ms untuk klastik dan
karbonat cuma dipakai sebagai 'default' kalau kita tidak punya data lain.
Jika mau bereksperimen (di Lab saja, mahal kalau di openhole operation) untuk
mencari T2 cutoff untuk CBW atau BVI, coba main-main dengan T1, cara lain ..
mengatur TE (Echo Spacing) dan TW (wait time).T1 (polarisasi) yang tidak
sempurna menyebabkan waktu paruh juga tidak sempurna (partial). Tetapi, T1 yang
tidak sempurna sering dapat membantu menentukan CBW. Molekul air di pori yang
kecil akan cepat ter'magnetisasi' juga cepat kembali 'taubat' ke jalan yang
benar begitu pengaruh magnetiknya 'hilang'.
Ad.3 - NMR e-facies. Setuju dengan pak Gde, NMR tidak bisa langsung menghakimi
batuan reservoir sebagai 'debris flow' atau facies lainnya hanya dari pola T2
saja. Seperti halnya log2 yang lain, NMR dapat dipakai sebagai data tambahan
untuk karakterisasi reservoir. Distribusi T2 (setelah dikalibrasi dan
dinormalisasi) dianggap mewakili distribusi ukuran pori = => Pore Network = = >
Kualitas Reservoir (kualitatif) = = > Facies (?) dan ini bergantung pada
database dan analog yang ada. Sama seperti pola fining upward yang tergambar di
GR atau SP logs dan diterjemahkan sebagai 'channel sand body'.
Sedangkan untuk saturasi, ada cara kuno (kulo urung ono) dengan mencocokkan
(kualitatif) pola distribusi T2 dengan pola distribusi pori (porous network)
untuk memprediksi Kurva Tekanan Kapiler(Pc curve) yang sesuai. Terus cari Pc
curve (dari database) yang relevan untuk dipakai dalam perhitungan Saturasi
(Saturation Height Function) setelah HFWL (height above free water level)-nya
diketahui.
Cara terbaru adalah dengan mentransformasi data T2 ke domain Kappa kemudian ke
Sw vs Pc (baca paper-nya Yakov Volokin et. al. 1999, "Constructing capillary
pressure curves from NMR log data in the presence of hydrocarbon, SPWLA 40th
Annual Logging Symposium, paper KKK). Saya sedang coba kembangkan cara ini pada
data NMR dari salah satu lapangan di pesisir timur (coastal plain) Sumatra
Tengah untuk bahan riset... maklum masih belum bisa lepas dari kampus.
Tambahan:
Sekarang kegunaan NMR sudah lebih canggih. Log NMR sudah biasa dipakai untuk
indentifikasi fluida. Seperti yang dijelaskan oleh pak Gde, kita perlu data
tambahan yaitu Difusivitas (D) untuk membedakan jenis fluida (gas, minyak
ringan, minyak berat atau air). Karena rentang nilai T2 cukup lebar dan adanya
tumpang tindih antar jenis fluida. Maka aplikasi T2 cut-off jelas tidak relevan
untuk HC typing. Dulu untuk mendapatkan data untuk keperluan ini, harus
dilakukan beberapa passes dengan setting akuisisi yang berbeda. Sekarang, jika
pernah pakai MREXplorer dimana setting variasi Long TW, Short TW, Short TE dan
Long TE yang konvensional sudah diautomatisasikan dan dapat dilakukan dengan
satu run saja (cost effective) asal ditentukan mode dan objektif nge-run NMR
terlebih dahulu dan dikombinasikan dengan 2D NMR-processing yang terbukti
sangat membantu interpretasi fluida yang tadinya "banci".
-bg
----- Pesan Asli ----
Dari: Shofiyuddin <[EMAIL PROTECTED]>
Kepada: [EMAIL PROTECTED]
Terkirim: Jumat, 13 April, 2007 8:17:28
Topik: Re: [iagi-net-l] NMR - (Re: [iagi-net-l] Low resistivity in hidrocarbon
zone (glauconite?))
Wah, kalo udah liat uraian yang beginian ... rasanya saya kok tambah kuno ya...
gak mudeng mudeng ....
Berikut sih hanya angan angan (karena gak pernah ngerti) tentang NMR. Mohon
pencerahan untuk yang ahli. Silahken mas Bambang Gumilar memberikan petuahnya
...
1. Alat ini diklaim bisa untuk mengukur pore distribution yang terbebas dari
matrix properties (lithology-independent porosity tool). Namun dalam
kenyataannya masih memberlakukan perbedaan T2 cut off pada lithology yang
berbeda. Generally, untuk sandstone sekitar 33 ms dan limestone sekitar 90-100
ms. Dari sini sebenarnya klaim diatas sudah "agak" gugur (maklum orang jawa,
nolaknya alus).
2. Alat ini secara teoritis mengukur dan berhubungan dengan jumlah hidrogen
index yang ada di fluida, jadi fungsinya sama dengan neutron. Cara yang
ditempuh adalah dengan membuat polarisasi ion ion hidrogen yang diukur dalam
besaran T1 (polarisation time - dalam ms) dan kemudian mengukuran relaxation
time dalam besaran T2 (dalam ms). Sekarang ini yang menjadi titik fokus kita
kebanyakan adalah T2 ini. Di dalam operasi logging, maksimum waktu dari T2 ini
biasanya sekitar 3000 ms atau 3 sec (yang di display di log) tapi ternyata bisa
sampe 6 sec kalo dilihat di DLIS filenya. Saya tidak tahu persis berapa
sebenarnya waktu yang diperlukan supaya T1 sempurna. Untuk kedua jenis batuan,
yaitu sandstone dan limestone mempunyai perbedaan. Sempurnanya T1 akan
memberikan kesempurnaan T2. Nah bagaimana kalo seandainya T1 tidak sempurna,
tentu T2 nya menjadi lebih pesimis (koreksi kalo salah).
3. Pengukuran NMR di Coreplug untuk limestone, hampir diperlukan waktu sekitar
15 sec hanya untuk T1. T2 akan sangat tergantung dari pore geometrynya. Untuk
mega pore, T2 bisa mencapai lebih dari 10 sec. Pengukuran T2 ini tergantung
juga bagaimana kita men-desatured core di lab untuk mendapatkan irreducible
water saturation yang kemudian akan menghasilkan T2 cut off nya. Hasil
sementara dari lab menunjukan bahwa T2 cut off bervariasi dari 90 sampe 165
ms.... ada kecenderungan semakin besar porosity semaki besar T2 ... is it make
sense? keliatannya saya lagi berhadapan dengan non-connected pore, otherwise
then something wrong with my logic.
4. Hasil core NMR kemudian diaplikasikan ke NMR log dan kita sudah minta ke
service coy untuk mengkalibrasi log. Hasilnya sungguh luar biasa. T2 cut off
kini bergeser sampe mencapai 225 ms... amazing sekali ..... trendnya sama
dengan core NMR, semakin pororus, semakin besar T2 nya......
Menggelitik sekali dari analisa tersebut kenapa di porositas yang besar kok T2
tambah besar? .... si expert gak bisa njawab ......si angan angan tambah
bengong ...
saya bilang bahwa by logic seharusnya menjadi lebih kecil karena clay bound
waternya lebih kecil .....si expert gak membantah .. cuma dia tanya ... terus
dimana saya harus pasang T2 cut off? lho aku yang bayar kok dia yang nanya?
..... bengong lagi ....
kesimpulannya saya harus tetap bayar ... he he ...lumayan bisa dapat honda
odysse tuh.
5. Saya tidak punya pengalaman di sandstone, apakah serepot itu menentukan T2
cut off?
saya belum berani beranjak ke e-facies yang canggih karena yang kayak gini gini
aja masih bengong ... lha belum lagi ngomong masalah mix-wettability di
limestone yang menambah daftar krodit si angan angan ini .....belum lagi kalo
komposisi sandstonenya tambah ruwet kayak ada glauconite segala yang mungkin
saja berpengaruh kepada pembacaan T1 nya ...
salam
sf - si angan angan yang lagi bengong dan gak mudeng mudeng NMR
On 4/13/07, Sandrya Laksana <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
Pa'Gde,
Aku coba menghubungkan semua data MATCH, terutama utk meyakinkan E-facies ku.
Krn secara prinsip (kalo salah tulung koreksi), T2 relaksasi
mengidentifikasikan perbedaan porous network. Karena perbedaan porous network
tersebut, secara QUALITATIVE aku coba melihat interpretasi faciesnya.
Trims infonya utk penggunaan xplotnya.
Salam,
Sandrya
Pada tanggal 13/04/07, Wirawan, Gde <[EMAIL PROTECTED] > menulis:
Woi..Dry,
Comment elu susah euy….susah ngejawabnya. Tapi gini Dry, elu udah pernah ngerun
NMR atau sejenisnya khan? Coba lakukan xplot antara Porosity (dr NMR dan
sejenisnya) dan Vsh dengan menggunakan xplot shale distribution dari
Thomas-Stieber. Nah dari sini bisa ditentukan perkiraan apakah itu structural,
laminated atawa dispersed shale vector. Kalau secara langsung "Debris
flow"..wah kagak ngetri gue, paling pake Borehole image. Slumping juga
kelihatan pake borehole image.
Apa elu punya senjata Pamungkas untuk menjelaskan "Facies" dari NMR.
Madrid gimane? Telenovela-nya OK?
-Gde-
________________________________________________________
Kunjungi halaman depan Yahoo! Indonesia yang baru!
http://id.yahoo.com/
