1. Apakah sudah mencoba membuat x-plot dari core data antara perm dan porosity
?. Normalnya porosity membesar permeability juga besar. Kalau terbalik, dimana
porositas mengecil dan permeabilitas besar, hal ini menunjukkan adanya isolated
porosity, misalnya diatomae rock, foram, dsb. Hal ini juga untuk
mengidentifikasi pada vuggy rock, apakah mempunyai isolated porosity.
2. Cek di thin section (gambaran 2 D), berapa ratio rata-rata antara isolated
porosity (mis: sisa-sisa/cetakan binatang) dan porositas yang menerus, sekali
lagi hanya untuk melihat ratio, bukan menghitung porosity.
3. Karena tiap-tiap thin section diambil dari depth yang berbeda dan merupakan
fungsi dari litologi yang diwakili Vsh, maka coba buat regresi antara ratio
porositas (sumbu-y) versus Vsh (sumbu-x).
4. Perkiraan Isolated porosity= regresi * total porositas
4. Coba hitung porositas total - isolated porosity, lalu bandingkan dengan core
data nya.
Wallahu'alam bishawab.
Gantok
________________________________
From: Shofiyuddin <shofiyud...@gmail.com>
To: iagi-net@iagi.or.id
Sent: Mon, April 26, 2010 5:47:19 PM
Subject: Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
Terima kasih tuk semuanya yang memberikan pencerahan.
Selama ini yang saya tahu untuk cakupan luasan logging hanya depth Of
Investigation (DOI) untuk masing masing tool dan ini hanya diagmbarkan hanya
dalam dua dimensi saja. Tapi ternyata ada perhitungan kubikasinya, ini
sangat bermanfaat kalo kita berhadapan dengan batuan karbonat dengan pore
network yang kompleks. Saya udah coba multimin di geolog, hasil sementara
menunjukan grain density dari multimin dan core berimpit dan predicted curve
tuk neutron, density dan sonic bagus juga. Tapi tetep aja, hasil perhitungan
porosity dengan soniknya lebih tinggi dibandingkan dengan total core
porosity.
Saya ingin memberitahu bahwa ada trend pengukuran porosity dan permeability
dari core plug dan full diameter itu berbeda hasilnya dimana hasil FD
memberikan hasil poroperm yang lebih tinggi dibandingkan dengan harga dari
core plug. kalo ini kita terjemahkan kedalam kubikasi pengukuran, maka ada
kemungkinan bahwa logging sonik, seperti yang dikatakan mas Bambang, lebih
bisa mewakili kondisi reservoir yang sebenarnya. Dengan kata laen,
perhitungan porosity sonik yang lebih besar dibandingkan dengan core helium
porosity bisa jadi menjadi petunjuk bahwa harga porositas yang sebenarnya
dari formasi bisa lebih tinggi dibandingkan dengan core helium porosity.
Tapi sayang sekali, total porosity dari thin section nya secara umum jauh di
bawah harga total porosity dari core, malah di beberapa sumur, total
porosity dari thin section cuma mencapai sekitar 10% saja dari core
porosity. Urusan menjadi bertambah rumit karena hard data dari thin section
gak bisa dipakai.
Saya mencoba karakterisasi dari data mercury injection. Beberapa ahli
percaya bahwa pada saat saturasi mercury mencapai saturasi 35% dari total
saturasi sewaktu diinjeksi (disebut R35), merupakan perwakilan dari sistem
pore network yang dianggap efektif untuk mengalirkan fluida. Berdasarkan
empiris, beberapa ahli seperti Winland dan Pittman mencoba menggunakan
pendekatan terhadap porosity dan permeability untuk mencari harga R35 dengan
perhitungan (R35_Winland dan R35_Pittman). Ternyata harga perhitungan R35
dari kedua ahli itu sangat pesimis sekali dibandingkan data asli dari
injekti mercury terutama pada sample dengan banyak vuggy porosity. Sehingga
saya tidak bisa menrunkan persamaan untuk setidaknya mengetahui trend vuggy
porosity berdasarkan data dari porosity dan permeability.
Barangkali temen ada yang mau share lagi?
2010/4/21 nyoto - ke-el <ssoena...@gmail.com>
> NMR logs akan memberikan porositas yg tidak tergantung pada jenis matrixnya
> (limestone, SS, dol atau mineral2 lainnya), jadi mungkin bisa dipakai utk
> pembanding (kalibrasi) kalau data core tidak tersedia. Biarpun NMR logs
> (CMR ataupun MRIL) juga tergantung dari matrix batuan yg "umum" seperti SS
> ataupun LS/DOL, karena hasil derivative hitungan porositas maupun
> permeabilitas dari NMR logs adalah karena dengan men-"input" T2 cut-offs,
> dimana berdasarkan pengalaman2 sebelumnya (empirical) cut-offs tsb sudah
> "ditentukan" dari contoh2 batuan sebelumnya (model) misalnya utk SS &
> LS/DOL. Jadi kalau batuan/matrixnya "tidak umum" belum banyak contoh2
> sebelumnya., maka penentuan cut-offs utk penghitungan porositas etc masih
> harus diteliti lebih lanjut.
>
>
> wass,
> nyoto
>
>
>
>
>
>
> 2010/4/21 Bambang Gumilar <bgumilar_mail...@yahoo.co.id>
>
> > Mas Shofi et. al.,
> > Kembali ke petrofisika dasar, porositas adalah perbandingan volume rongga
> > terhadap volume total. Banyak cara untuk menghitung porositas, baik
> secara
> > langsung (core) atau derivatif dari respon logs. Semua dalam skala,
> sampling
> > rates dan resolusi yang berbeda.
> >
> > Core: jika volume sample yang diambil adalah 8 cubic inches -- berukuran
> 2
> > in x 2 in x 2 in (asumsikan sebagai kubus) dan ada rongga (vug) yang
> > bervolume 3.5 cubic inches, maka porositas sampel-nya adalah 3.5:8 = ~
> > 43.8%. Bagaimana jika kebetulan saat pengambilan sample secara acak,
> > ternyata volume vug-nya 7 cubic inches? Jadi berapa porositas sampel tsb?
> > Sama juga untuk point count di sayatan tipis. Apakah sampelnya diambil
> dari
> > batuan yang vug-nya sendiri sudah lebih besar daripada ukuran sampel atau
> di
> > batuan yang kebetulan tidak ada vug?
> >
> > Log (Density): pada umumnya log densitas punya resolusi vertikal sekitar
> > 1.5 feet (slow logging speed) dan depth of investigation sejauh 4 inci (
> > 0.33 ft) kedalam formasi. Agak lebih jauh pada formasi yang berdensitas
> > lebih rendah dan agak dangkal pada formasi yang berdensitas lebih tinggi.
> > Tool ini didisain untuk membaca nilai rata-rata porositas "flushed zone".
> > Jadi volume yang dibaca oleh alat adalah 1.5 ft x 0.33 ft x 0.125 ft
> > (diameter detector) = 0.061 cubic feet = 105.4 cubic inches = 1727cubic
> > centimeters (cc).
> >
> > Log (Neutron): resolusi vertikal-nya antara 12 - 15 inches. Depth of
> > investigation sekitar 10 - 12 inches. Frekuensi perata-rataan 2 detik.
> > Artinya setiap dua detik, tool akan merata-ratakan pembacaan (count
> rates).
> > Bayangkan berapa besar ketidakpastian pengukuran jika logging speed-nya
> > tinggi. Neutron sangat sensitif terhadap Hydrogen Index di batuan
> dan/atau
> > di fluida. Makanya Neutron jarang di-run sendirian, selalu bersama
> density
> > (Compensated). Selain itu, koreksi Far/Near Epi-thermal juga cukup ribet.
> > Tapi, untuk diskusi ini, kita sederhanakan dan memisalkan pada t=2 detik,
> > Neutron (tool tua) membaca volume batuan sebesar 2650 cubic inches.
> Asumsi
> > model volume batuan seperti cincin. Volume cincin = 3.14 (pi) x{12 inches
> > (depth of invest) - 4.5 inch (tool OD)}^2 x 15 inches (jarak Source
> dengan
> > Far detector). Untuk tool yang baru, generasi CNL dan adik-adiknya,
> volume
> > sample-nya jauh lebih sedikit karena tool-nya eccentered - nempel ke
> dinding
> > sumur
> > - ditekan oleh bow spring, jadi tidak lagi merata-rata volume "cincin".
> > Mungkin tinggal 1/5 atau 1/6 dari asumsi awal model kita. Tapi, tetap
> lebih
> > besar daripada volume dari density tool.
> >
> > Log Akustic (Sonic): Resolusi vertikal sekitar 2 ft; depth of
> investigation
> > (DoI) bergantung pada frekuensi yang dipakai. Pada 25 kHz, amplitudo yang
> > dihasilkan memberi DoI kira-kira 1 ~ 2 inch. Singkat cerita, volume
> sample
> > adalah sekitar 300 cubic inches.
> >
> > Dari prinsip kerja dan jumlah volume yang diukur sudah memberi perbedaan
> > pembacaan porositas. Sekarang ditambah dengan masalah matrik yang homogen
> > vs. kompleks. Untuk karbonat yang dianggap complex lithology, asumsi
> bahwa
> > matriks-nya punya satu nilai (2.71 atau 2.83 g/cc) sering keliru.
> Pendekatan
> > deterministik kurang tepat. Kompleksitas batuan seperti adanya
> dolomitisasi
> > (yang tidak seragam), adanya pengaruh klastik (kuarsa, lempung) dan
> > kehadiran mineral evaporit (jika di lingkungan sabkha) akan membuat
> > penentuan matriks menjadi ruwet juga. Salah milih matrik (RHOMA) akan
> > memberi PHIT_ND atau PHIS yang keliru juga.
> >
> > Untuk karbonat, saya lebih cenderung menggunakan pendekatan probabilitas
> > volumetrik pakai MultiMin (Geolog), QuantiMin (Techlog) atau
> MineralSolver
> > (Integrated Petrophysics). Karena dengan pendekatan ini, jika model yang
> > kita buat terbukti bagus/akurat. Maka kita bisa menghitung balik RHOG
> (grain
> > density) dan DT_matrix yang dipakai. Sehingga harga porositas yang
> > dihasilkan sudah didasarkan pada acuan RHOMA, RHOF, DTMA dan DTFL yang
> > sebenarnya. Tidak lagi berdasarkan asumsi 2.71 g/cc & 49 us/ft (lime)
> atau
> > 2.83 g/cc & 44 us/ft (dolo) atau 2.97 g/cc & 50 us/ft (anhydrite).
> >
> > Jadi mas Shofi, jika PHIS nya lebih besar daripada PHIT dan CPOR (core
> > helium porosity), coba lihat lagi kompleksitas matriks-nya. Jika masih
> cinta
> > dengan cara Deterministik coba hitung ulang DTMA pakai inverse Archie
> dengan
> > asumsi flushed zone saturation = 1 dan porositas = CPOR. Adakah perbedaan
> > antara DTMA yang lama dengan yang dihitung balik dari CPOR? Bandingkan
> CGDEN
> > (core grain density) dengan RHOMA di Appendix B (Schl. Charts) dan lihat
> > DTMA terkait. Jika mendekati satu sama lain, maka parameter yang dipakai
> > bisa dianggap benar.
> >
> > Jika semua sudah cocok dan PHIS dihitung ulang. Maka porositas sekunder
> > (vugular) bisa dihitung dengan metode klasik.
> >
> > SPI = Secondary Porosity Index = (PHIT_ND - PHIS)/PHIT_ND
> >
> > OK, sekarang apa ada cara lain untuk mengkuantifikasi vuggy porosity?
> Semua
> > usulan kang Iwan, mbak Wati dan mas Nyoto adalah benar dan valid jika
> kita
> > punya data core. Masalah di dalam hidup ini, kita tidak punya segala apa
> > yang kita mau.
> >
> > Selain data core, data image (FMI/OBMI) sangat membantu mengidentifikasi
> > porositas gerowong (vuggy porosity) ini. Sebagian kumpeni sudah
> menjadikan
> > metode ini sebagai prosedur baku untuk analisis porositas di karbonat.
> Jika
> > dikombinasi dengan NMR, data produksi, MICP, dll., akan jadi semakin
> akurat.
> > (Lihat Jurnal Petrophysics bulan February 2010 tentang Rock Typing).
> >
> > Terima kasih atas diskusi yang menarik (menurut saya). Jazakallahu
> > khair....
> >
> > Wassalam,
> > -bg
> > http://www.linkedin.com/in/bambanggumilar
> >
> >
> >
> >
> > ----- Pesan Asli ----
> > Dari: nyoto - ke-el <ssoena...@gmail.com>
> > Kepada: iagi-net@iagi.or.id
> > Terkirim: Ming, 18 April, 2010 22:30:52
> > Judul: Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
> >
> > Mungkin lebih baik menggunakan Digital 3D Core Image Analysis, bisa
> melihat
> > image core secara 3D sampai ke-dalam2nya batuan karbonat tsb & dihitung
> > porositynya baik yg primary maupun secondary vuggy porosity, ditanggung
> > josss.
> >
> >
> > wass,
> > nyoto
> >
> >
> >
> >
> >
> > 2010/4/19 Premonowati Sumarto <premonow...@gmail.com>
> >
> > > Rekans Shofi dan Iwan Hainim,
> > > Data core batuan karbonat bila dilihat secara megaskopis masih sangat
> > > minim hasilnya, jadi mesti dilanjutkan secara mikroskopis. Dari segala
> > > sisi core yang diambil untuk dibuat sayatan tipis, semua telah dapat
> > > dikenali faktor diagenesanya. Perbedaan hasil (megaskopis: vuggy poro)
> > > menjadi lebih detil (mikroskopis: biomoldic & intraparticle) umumnya
> > > karena batuan karbonat tersebut masih berada pada zona diagenetic
> > > fresh water dan belum pernah exposure lalu terisi fluida sebelum
> > > mengalami sementasi.
> > > Perlu dicoba dianalisis core secara mikroskopis pada log sonic yang
> > > terbesar dan terkecil, termasuk persentase setiap jenis porosity
> > > kemudian dibandingkan hasilnya dengan total porosity pada depth yg
> > > sama tentunya. Bagaimanapun juga, anda perlu memahami diagenetic
> > > process and unit pada masing-masing depth core.
> > > Salam,
> > > Wati
> > >
> > > 2010/4/15 Shofiyuddin <shofiyud...@gmail.com>:
> > > > Kali kali aja rekan yang mau share.
> > > >
> > > > Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core,
> > di
> > > > beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan.
> > > >
> > > > Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat
> > signifikan
> > > ini
> > > > karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity.
> > Sehingga
> > > > beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan
> > > selisah
> > > > antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di
> > > tempat
> > > > saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari
> core.
> > > >
> > > > yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya
> > > hampir
> > > > selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun
> > sudah
> > > > dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah
> > > air.
> > > >
> > > > Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa
> > > > menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih
> besar
> > > dari
> > > > PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau
> > > mungkin
> > > > ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan
> > > > geolog?
> > > >
> > > > Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis
> > > porositynya
> > > > (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung
> > menghitung
> > > > jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah
> 40.
> > > > Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah
> 40/250?
> > > >
> > > > Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati.
> > > >
> > > >
> > > > Salam
> > > >
> > > > Shofi
> > > >
> > >
> > >
> > >
> >
> --------------------------------------------------------------------------------
> > > PP-IAGI 2008-2011:
> > > ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id
> > > sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com
> > > * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro...
> > >
> > >
> >
> --------------------------------------------------------------------------------
> > > Ayo siapkan diri....!!!!!
> > > Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2
> Desember
> > > 2010
> > >
> > >
> >
> -----------------------------------------------------------------------------
> > > 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
> > > ---------------------------------------------------------------------
> > > DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information
> > posted
> > > on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event
> shall
> > > IAGI or its members be liable for any, including but not limited to
> > direct
> > > or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from
> > loss
> > > of use, data or profits, arising out of or in connection with the use
> of
> > any
> > > information posted on IAGI mailing list.
> > > ---------------------------------------------------------------------
> > >
> > >
> >
> >
> >
> >
> >
> >
> --------------------------------------------------------------------------------
> > PP-IAGI 2008-2011:
> > ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id
> > sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com
> > * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro...
> >
> >
> --------------------------------------------------------------------------------
> > Ayo siapkan diri....!!!!!
> > Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember
> > 2010
> >
> >
> -----------------------------------------------------------------------------
> > 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
> > ---------------------------------------------------------------------
> > DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information
> posted
> > on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall
> > IAGI or its members be liable for any, including but not limited to
> direct
> > or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from
> loss
> > of use, data or profits, arising out of or in connection with the use of
> any
> > information posted on IAGI mailing list.
> > ---------------------------------------------------------------------
> >
> >
>
--
Salam hangat
Shofi
