Sama sama Mas Anto. Karena pertanyaan Mas Anto jadi iseng lihat lihat arab dikit
sedikit info, dari chart haq, ada hiatus antara formasi arab (a-b-c-d) dengan formasi hith diatasnya. Hiatus tersebut terjadi karena major erosional yang berhubungan dengan breakupnya atlantik. Mungkin major erosional ini yang menjadi salah satu sebab banyaknya proses disolusi/karstik di formasi arab tersebut..mungkib bisa dicek di daerahnya Mas Anto. 2011/2/25 anto sugiharto <anto.sugiha...@gmail.com> > Thanks buat Mas Ferdi & Mas Maradona atas sharingnya, membuka > pemikiran lain.. > > Maaf jadinya saya bawa jalan2 ng-Arab dulu :) > > Reservoirnya Fm. Arab (cukup byk publikasi mengenai fm res ini tp > sgt jarang yg spesifik membahas subyek). > Umur reservoir Late Jurassic (Mesozoik). Menarik, karena reservoir2 ini > termasuk andalan untuk kontribusi oil dari timteng. > SRnya Fm Hanifa/Jubaila: bituminous limestone & marl, o.m. dominan sapropel > (partially degraded oleh bakteri). > > Betul di crestal kualitas reservoir lebih baik, sedang di > downflank umumnya terjadi deteriorisasi poro-perm. > Cenderung disebabkan oleh tektonik faulting/sagging di crestal berasosiasi > dgn diagenetik overprint yg Mas Ferdi sebutkan. > Sejarah migrasi HC dari SR lewat analisis TTI terjadi sekitar Paleogen > Kenozoik (paleosen - oligosen). > Sedangkan salt diapirisme (halokinesis) terjadi secara regional, > dimulai sejak late kambrian dan kontinyu sampai present time. > Walaupun diapirisme tsb kontinyu namun melewati episode berbeda; quiescent > dan aktif terjadi saling bergantian. > Semuanya dgn kontrol tektonik dari basemen dan plate margin yg terus > berubah through the geological time. > > Kebetulan saya blm menemukan studi yg menyebutkan kemungkinan adanya proses > initial dan ultimate HC charging di seri Fm tsb. > Utamanya berkaitan dgn intensitas diapirisme dan pengaruhnya thd munculnya > bitumen streak pada light oil/gas cap. > Masukan berharga, thx. > > Salam > > Pada 23 Februari 2011 17:06, kartiko samodro > <kartiko.samo...@gmail.com>menulis: > > boleh tahu...apa nama formasi karbonatenya ? di umur apa ? >> >> kalau ada salt diapirisme biasanya reservoir yang berada di bagian atas / >> berasosiasi dengan puncak dari domal akan lebih mudah mengalami leaching >> ( mungkin berhubungan dengan disolution) daripada reservoir yang >> berasosiasi dengan bagian bawah atau tengah dari domal tersebut. >> mungkin bisa dicari info kapan pengisiannya terjadi ( apakah memang ada >> pengisian sebelum dan sesudah proses diaprisme) >> mungkin pada awal awal diaprisme sudah ada hc yang tertrap, yang ketika >> diaprisme makin intensive , maka reservoir dipuncak domal tersebut mengalami >> leaching sehingga menjadi bitumen..kemudian setelah diaprisme berhenti dan >> membentuk trap baru, terjadi pengisian selanjutnya sehingga bitumen yang >> terbentuk pada awal diaprisme bergabung dengan hc (light) yang datang >> belakangan. >> Jadi tidak perlu source rock yang berbeda , tapi proses yang terjadi pada >> saat charging di awal dan di akhir yang berbeda. >> >> 2011/2/23 anto sugiharto <anto.sugiha...@gmail.com> >> >> Mas Kartiko, >>> Terima kasih atas penjelasan awalnya. >>> Saya tambahkan informasi lain dibawah... >>> Field saya ada di offshore Arabian Platform (di kampung rantau..he2). >>> Kebetulan tdk ada bitumen sand diatasnya, tp merupakan seri reservoir >>> karbonat yang intervening dgn anhidrite layers at top of each cycle. >>> Lapisan penutupnya (caprock) adalah widespread anhidrite yg sangat tebal. >>> SR-nya ada di sikuen paling bawah berupa lime-mudstone/marl dan bitumen >>> hadir hanya pd carbonat res yg berada diatas formasi SR ini. >>> Reservoir terbentuk pada fase tektonik setting yg relatif stabil terbukti >>> dgn sedimentasi carbonate "layercake" pd regional scale. >>> Namun through the time terjadi salt diapirisme (non piercement) dari >>> older ages yg kemudian membentuk struktur2 circular (domal) sbg HC traps. >>> Sejauh ini observasi saya, bitumen mengisi rocktype paling >>> porous&permeable terjadi saat biodegradasi oil dgn kontrol gravity ketika >>> migrasi awal. >>> "Lucunya" si tar mat ini muncul juga di gas cap reservoir di lapangan >>> lain sebelahnya. >>> "Hipotesa" lainnya, krn bitumen tdk berasosiasi dgn major fault jd tdk >>> menutup kemungkinan ada "fracture swarm" under seismic resolution sbg poro >>> conduit yg connected vertically dgn SR . >>> Adanya "fracture porosity" ini dipakai utk menjelaskan distribusi yg >>> random (tapi musti saya cek jg dgn seismic attributes). >>> Kedua hipotesa saya diatas jelas tdk terkait antara genesa (geokimia) dan >>> distribusinya, jd rasa2nya blm mendukung utk jadi "model". >>> GR tdk applicable krn susah membedakan limestone vs dolomite/dololmst >>> kecuali thd salt/anhidrite, ini pun dibantu dg RHOB, DT, PEF. >>> >>> Nerusin nanya lagi...:) >>> Tertarik dgn "disolusi" yg disebutkan, vuggy/dual porosity memang ada, >>> apakah berarti si bitumen bs terakumulasi syn-genetic dgn dolomitisasi ? >>> Dua tipe API oil yg kontras (9 dan 36 deg) ada dalam satu fluid column >>> di reservoir, apakah bs berkorelasi dgn perbedaan SR juga ? >>> >>> Terima Kasih, >>> Salam, >>> >>> Pada 22 Februari 2011 12:41, kartiko samodro >>> <kartiko.samo...@gmail.com>menulis: >>> >>> Mas Anto >>>> >>>> Boleh tahu di mana lokasi field anda ? >>>> Umumnya bitumen di karbonat berasosiasi dengan endapan bitumen sand >>>> diatasnya yang jumlahnya cukup besar , bisa berupa karbonate yang miring, >>>> tererosi dan kemudian diendapkan sand tebal di atasnya yang kemudian karena >>>> proses leaching menjadi bitumen. Mungkin bisa dicek regional geologinya >>>> apakah ada reservoir sand yang memiliki bitumen juga yang berasosiasi >>>> dengan >>>> carbonate tersebut. >>>> Biasanya bitumen tersebut masuk ke dalam karbonat melalui proses karst >>>> karst atau disolution yang terbentuk jadi wajar kalau penyebarannya jadi >>>> random kecuali anda punya attribute seismic yang bisa menunjukkan lokasi >>>> lokasi karst/disolutionnya. >>>> Dari log bisa dicek melalui grnya , terutama di top karbonatnya. >>>> >>>> Kemudian bitumen yang berasosiasi dengan light oil ? , kalau memang itu >>>> bitumen dan berasosiasi dengan light oil..ada kemungkinan bahwa ada source >>>> hc lain yang berbeda (mungkin tektonik settingnya berubah sehingga source >>>> rocknya berubah ) >>>> mungkin bisa dicek melalui geokimianya ( mungkin Pak Awang bisa membantu >>>> ?) >>>> >>>> Untuk identifikasi anda bisa lihat semua logs yang anda punya, >>>> bandingkan apakah di daerah yang memiliki bitumen memiliki log respon yang >>>> berbeda dengan daerah yang tidak memiliki bitumen...dari situ baru bisa >>>> ditarik kesimpulan kira kira parameter apa yang bisa digunakan untuk >>>> membedakannya. >>>> >>>> Untuk modeling juga tergantung seberapa data yang anda punya, bagaimana >>>> sistem geology, sedimentology, penyebaran karbonate serta karstnya dan >>>> sedeterministik / sedetail apa anda mau membuat modelnya dsb. >>>> >>>> Akurasi well result dan model juga sangat tergantung dengan pengetahuan >>>> dan pemahaman anda terhadap lapangan tersebut pada saat anda membuat >>>> modelnya yang akan mempengaruhi akurasi well dengan model anda. >>>> >>>> salam >>>> >>>> kartiko >>>> 2011/2/16 anto sugiharto <anto.sugiha...@gmail.com> >>>> >>>> Rekan2 IAGI ysh, >>>>> Adakah diantara rekan2 yg mengetahui atau >>>>> pernah mengerjakan 3D modeling utk bitumen (tar-mat) yg berasosiasi dgn >>>>> light oil di complex carbonate reservoir. >>>>> Sekedar informasi, core utk data bitumen yg kami miliki hanya >>>>> dari sejumlah sumur lama (tua) sedangkan interpretasi dari logs masih blm >>>>> valid dan dianggap sbg data sekunder saja. >>>>> Lalu jika data bitumen corenya di plot di peta terlihat distribusinya >>>>> random dan tdk menunjukan korelasi geologi yg jelas baik thd profil dan >>>>> pola >>>>> struktur ataupun dgn RRT/ facies trend. >>>>> >>>>> Mohon sharing pengalaman dlm melakukan "best practice" modeling >>>>> utk subsurface bitumen di carbonate tsb : >>>>> 1. Kira2 gimana ya sejarah HC migrasinya sehingga bisa terjadi >>>>> "lokal" bitumen di dalam light oil column (baik yg di crest structure atau >>>>> yg berdekatan dgn FWL) ? >>>>> 2. Adakah metode lain utk meng-investigasi kehadiran si tarmat selain >>>>> lewat core/cutting, logs : Rt/Rxo? mudlogging chromatography ? other? >>>>> 3. Dengan availability data yg minimum, metode mana yg >>>>> sebaiknya dipakai utk melakukan populasi data di model : object modeling >>>>> atau indicator simulation (SIS), other? >>>>> 4. Manakah constraint terbaik utk extrapolasi cored well data >>>>> tsb ke seluruh field structure baik lateral maupun vertikal: NTG, >>>>> RockType, >>>>> or seismic AI (?), other ? >>>>> 5. Bagaimana dgn akurasi dari prediksi (model) vs hasil >>>>> aktual (new well drilling data), jikalau punya real case nya ? >>>>> >>>>> Terima Kasih sebelumnya, >>>>> >>>>> Tabik, >>>>> Anto S >>>>> >>>> >>>> >>> >> >
