Mas Bg, Menarik untuk point b. di Pra Pemboran. CR dari Neutron di air lebih kecil dari minyak. Apakah CR ini berkorelasi dengan banyaknya ion hidrogen yang dikandung fluida (Hydrogen Index?), kalo ya, mestinya berbanding lurus. Setahu saya (cmiiw) HI di air lebih banyak di banding dengan di minyak dan gas yang paling kecil. Mohon pencerahan.
Shofi On 6/14/07, Bambang Gumilar <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
Pertanyaan utama, kenapa harus langsung ke NMR jika ada pendekatan lain yang lebih sederhana dan murah? Pra-Pemboran Korelasi dari sumur No.1 dan/atau lapangan di sekitarnya. 1. Berapa pembacaan resistivitas di HC dan di air tawar. Pengalaman, resistivitas di HC tetap relatif sedikit lebih tinggi daripada di air. Karena garam-garam (elektrolit) lebih mudah larut di air daripada di HC. 2. Berapa pembacaan Neutron Count Rates (Far dan Near) untuk di zone air dan gas. Di air CR lebih rendah. Informasi ini berguna nanti saat akuisisi data logging LWD dan/atau wireline. Saat Pemboran 1. Masukkan dana untuk jasa mud logger dalam proposalnya. Data kromatografi gas (C1, C2, C3, dst.) sangat membantu identifikasi fluida 2. Pastikan ada wellsite geologist yang berpengalaman untuk memantau aktivitas pemboran. Lihat perubahan lumpur yang keluar masuk sistem. Observasi kolam lumpur, lihat oil show yang mengapung di kolam dan tandai dari kedalaman yang mana (hitung lag-nya). Tanya pak Herri Ferius tuch yang pengalaman belasan tahun di "Fresh Water Environment" di Central Sumatra Basin. Pasca Pemboran 1. Standard logging suite (GR, Res, N-D, sonik) sebenarnya sudah cukup jika diberikan kepada Log Analyst yang kompeten 2. Kurva SP tidak begitu membantu 3. Pertengahan tahun 1970-an dikembangkan Dielectric log. Yang bisa membedakan air tawar dengan jenis fluida lainnya. Tapi, tidak begitu laku di pasaran. 4. Run RFT/MDT. Tambahan data gradien tekanan (RFT/MDT) penting. Jika perlu di-run dalam Profiling Mode: jarak satu titik pengukuran dengan titik lainnya antara 5 – 8 feet. Minimal 3 titik di satu "sand body" atau di satu jenis fluida yang "dicurigai" berbeda dengan tetangganya. Air dan HC mudah dibedakan dari gradien tekanannya 5. Jika masih ingin me-run NMR, pastikan parameter fluidanya benar dan minta di-run dan diproses dengan Oil mode (lebih daripada sekedar CBW dan poro-perm mode). Pastikan lagi data Diffusivitas-nya didapat karena ini lebih penting untuk identifikasi fluida daripada T2 cutoff. Data diffusivitas ini bisa membedakan air, minyak berat, minyak ringan apalagi gas. Wassalam, -bg ----- Pesan Asli ---- Dari: Shofiyuddin <[EMAIL PROTECTED]> Kepada: iagi-net@iagi.or.id Terkirim: Kamis, 14 Juni, 2007 1:38:09 Topik: Re: [iagi-net-l] Tanya magnetic resonance Urun rembuk. Membedakan antara Fresh Water dan Oil karena resistivity sama sama tinggi. Kalo menurut saya (dalam kontek sandstone): 1. Lihat kembali ke mudlog, apakah ada oil show atau gas show selama drilling. pada oil-bearing zone biasanya akan menampakan gejala oil dan gas show yang lebih ketimbang waktu drilling di water bearing, tapi itu semua tergantung dari derajat API nya. Semakin tinggi API oil (lebih dari 25), semakin tinggi gas shownya dibanding backgroung, sebaliknya begitu. Kalo anda dealing dengan heavy oil (<15?), barangkali deskripsi oil staining akan membantu kita apakah kita sudah di air atawa masih di zona airnya. Setahu saya sih, di zona air, kenampakan cutting sudah resik n cling. 2. MRIL ini sensitif terhadap hydrogen index. Jadi kalo oilnya light, mungkin sekali bisa dibedakan, tapi kalo oilnya heavy ... hm .. saya pikir susah juga karena HI nya mungkin gak jauh beda. 3. Fungsi yang cukup bagus dari SP adalah adanya Hydrocarbon supression effect yang cukup memberikan kontribusi banyak menentukan apakah sandstone tersebut oil bearing atawa water bearing. Tapi sayangnya,sekarang ini kurva SP yang saya lihat sangat lazy sekali jadi agak sulit juga dan enggak dikembangkan lagi (karena servicenya gratis). Saya kadangkala mengakalinya dengan membuat skala yang kecil sehingga kurva defleksinya agak keliatan. 4. Kalo light oil, barangkali neutron dan density bisa menolong, tapi kalo heavy oil, agak sulit karena HI dan SG nya gak jauh antara heavy oil dengan air. 5. Pressure data. Kalo light oil gak masalah, tapi kalo heavy oil jadi hampir sama mendekat 0.43 psi/ft. Saya pernah menemukan gradient oil sekitar 0.39 - 0.40 psi dari sumur yang ada di Sudan. Dari cutting diketahui bahwa total gasnya kecil dengan dominasi heavier hydrocarbon dari chromatograph dengan deskripsi good oil show! Oil show ini bisa mencapai ratusan meter. Monggo silahken yang laen .... On 6/14/07, Oki Satriawan <[EMAIL PROTECTED]> wrote: > > Kalau boleh Tanya..pakai mud-nya apa pak..? kalau nggak salah defleksi > kurva SP bisa dipakai untuk membedakan kandungan minyak atau air dengan > memperhatikan nilai cl – mud yang digunakan… Separasi kurva resistivityinduction > juga bisa membedakannya pak. (CMIIW) > > > > Salam > > OQ > > > > -----Original Message----- > *From:* Miftah Mazied [mailto: [EMAIL PROTECTED] > *Sent:* Thursday, June 14, 2007 10:03 AM > *To:* iagi-net@iagi.or.id > *Subject:* [iagi-net-l] Tanya magnetic resonance > > > > Dear IAGI-Net, > > > > Mohon bantuannya, Kami akan mengebor satu sumur delineasi di sekitar > Central Sumatra. Problem kami adalah sulitnya membedakan zona oil dan air > yang sangat fresh karena keduanya menghasilkan bacaan resistivity yang > sama-sama tinggi. > > > > Bos saya mengusulkan running NMR untuk menyelesaikan masalah ini , tapi > saya agak ragu karena kami tidak punya data capillary pressure atau Swirr > dari core untuk mengkalibrasi nilai T2 cutoff nya. Pertanyaan saya adalah > apakah tanpa kalibrasi T2 cuttof, akurasi fluids identification yang > dilakukan oleh tool ini bisa dipercaya? > > > > Terimakasih sebelumnya, > > Miftah Mazied > ------------------------------ Kunjungi halaman depan Yahoo! Indonesia<http://sg.rd.yahoo.com/mail/id/footer/def/*http://id.yahoo.com/>yang baru!
-- Salam hangat Shofi
