Saya coring di fractured basement berapa kali, hasilnya ? kalau ada main fracture atau open fracture yang lateral dimensinya lebih besar dari diameter core ; akan mengakibatkan core nya jam, kalau tidak jam corenya terbelah waktu di surface. tapi microfracturenya masih bisa dilihat di thin section. Jadi kurang representatif buat menghitung fracture porosity ataupun permeability. Yang bagus ; Image log dengan media water base mud, dan dikalibrasi dengan MDT dual packer (dapat estimasi permeability dari single/few fractures) dan prolong DST (dapat estimasi keseluruhan performance fractures di borehole / sustainability rate, etc)
________________________________ From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, 31 May, 2007 3:05 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Tanya Naturally Fracture Reservoir Pak Gde, Sedikit komen, analisa fracture dari core, menurut saya sih gak reliable, kenapa? Karena kalo kita dapat core berarti fracturenya gak berkembang dan mungkin terisi oleh mineral pengisi. Yang terbaik memang dari image, tapi image itu dikalibrasi dari core, jadi gimana ya? On 5/31/07, [EMAIL PROTECTED] <[EMAIL PROTECTED]> wrote: Pak Sandrya, Perhitungan permeability bisa di kombinasi antara continuity untuk fluid dari porosity matrix dan dari fracture. Kalau nggak salah (bisa di check) rumusnya Parson (1966) dengan mengkombinasikan permeability dari fracture dan dari matrix (kalau memang HC dari kedua porosity tsb) Lalu kalau hubungan arah fractures dengan arah pengeboran? saya masih percaya bahwa andaikata arah umum fracture yg mengandung HC N-S dengan dip 40 derajat kearah timur maka frekwensi fractures yg lebih banyak kalau kita drilling menuju barat. Lebih bagus analisa poro, permeability matrix dan fracture lebih bagus dari core. Kadang micro fracture tidak bisa teridentifikasi dari generation X borehole tool. Good Luck, -gde- > Maaf ingin bertanya soal naturally fracture reservoir. > > Beberapa literature yg saya baca tentang naturally fracture reservoir, > dalam > hal ini main porosity matrix dan secondary posority adalah fracture, > apakah > dalam perhitungan petrophysics utk kondisi naturally fracture reservoir, > seyogyanya kita menggunakan dual porosity model? Bagaimanakah dengan > perhitungan permeabilitynya? Adakah cara praktis melalui log selain > tentunya > uji core dilaboratorium. > > Ada pula kasus dengan target drilling basement rock, fracture sangat > berperan penting untuk ditemukannya hydrocarbon didalamnya. Apakah utk > kondisi ini, source rock yg berposisikan diatas basement rock karena > adanya > fracture, memungkinkan hydrocarbon utk mengisi ruang kosong fracture di > basement rock tersebut? > > Kembali pada clastic natural fracture reservoir, untuk meningkatkan > produksi > apakah fracturation sangat disarankan atau bahkan akan sebaliknya, menutup > natural fracture tsb sehingga menyebabkan sulitnya hydrocarbon keluar. > Jika > demikian bagaimanakah kita dapat meningkatkan produksi tersebut? > > Untuk penentuan letak sumur pemboran, pada umumnya sangatlah ideal > ditempatkan diposisi puncak structure. Apakah sama untuk kasus fracture > reservoir? Yg saya baca (mohon dikoreksi), justru fracture di posisi > puncak > structure akan terisi cement atau mineral seperti calcite, etc..tetapi > akan > sangat ideal jika posisi pemboran diletakkan sedikit ke flank structure, > tentunya hal ini sudah mempertimbangkan arah trend faults dan trend > fracture > daerah tersebut. > > Mohon saran dan pendapatnya, terima kasih sebelumnya. > SL > DISCLAIMER : This e-mail and any files transmitted with it ("Message") is intended only for the use of the recipient(s) named above and may contain confidential information. You are hereby notified that the taking of any action in reliance upon, or any review, retransmission, dissemination, distribution, printing or copying of this Message or any part thereof by anyone other than the intended recipient(s) is strictly prohibited. If you have received this Message in error, you should delete this Message immediately and advise the sender by return e-mail. Opinions, conclusions and other information in this Message that do not relate to the official business of PETRONAS or its Group of Companies shall be understood as neither given nor endorsed by PETRONAS or any of the companies within the Group.
