P' Sihombing. Salam kenal.. Fokusnya utk reservoir modeling scale dan layer per layer saja nantinya. Sepertinya tarmat streaks ini sub-regional extent karena muncul juga di offshore/onshore fields seputaran region, So buat saya agar dikit2 faham dlm merekonstruksi (baca : memodelkan) perlu conceptual input dari basin-wide scale. Paper ADIPEC (onepetro?) thn 2008 blm ketemu yg gratisan-online he2), musti daftar SPE chapter lokal dulu kah. Terima kasih atas infonya.
P' Ferdi, Saya tambahin lagi dan maaf - koreksi dikit aja, Betul ada unconformity (Hiatus), namun terjadi pada "top massive anhidrite layer" dari Hith Fm (cap rock res Arab Fm). Hith ini sangat tebal 200 ft sampai excess 500 ft ke arah onshore KSA (dip section), Jd pengaruh "subaerial exposure' diikuti major erosional tdk menjangkau Arab Fm yg dibawahnya (lebih tua). Hiatus itu juga sebagai pembatas umur Jurassic Akhir dan Cretaceous awal, spt pada Haq chart . Sedangkan Arab Fm dgn Hith Fm sendiri merupakan continuous cycles dalam kerangka vertical sequence succession. Cycles Arab Fm dan Hith ini bisa direkonstruksi umumnya pd 3rd/4th order bahkan 5th dgn urutan cyclothem TST-EHST-LHST. Terpisah dari unconformity pada top anhidrit tsb, modifikasi reservoir quality di crestal strukturnya lbh mungkin disebabkan faktor2 geologi lain. Yaitu driven dari original EOD/fasies trend, sedimentology (tipe spesifik dolomitisasinya), atau pengaruh conjugate faulting/fracturing (dual poro-perm). Silakan para "tetangga" menambahkan jikalau perlu... Salam, Anto Pada 28 Februari 2011 13:20, Joseph M. Sihombing <jsihombin...@yahoo.com>menulis: > Pak Anto, > > maaf nih baru baca topik ini... > sekedar info, kalo nggak salah ada paper mirip spt ini dilakukan oleh salah > satu staff local operator disekitaran Abu Dhabi (asumsi Pak Anto 'ngArab'nya > deket-2 sini) di ADIPEC 2008. > > Papernya membahas ttg geological modeling related dengan tar mat > reservoir.. > mungkin bisa dicari di paper ADIPEC/SPE > pak Anto melakukan basin modeling atau reservoir modeling nya? > kalau reservoir modeling mungkin general workflow tetap bisa digunakan > untuk memodelkan reservoirnya, tapi kalo lebih ke genesa dan basin model > saya nggak bisa bantu.. > > salam > > Joseph > deket arab juga... > > ------------------------------ > *From:* kartiko samodro <kartiko.samo...@gmail.com> > > *To:* iagi-net@iagi.or.id > *Sent:* Fri, February 25, 2011 4:58:38 PM > *Subject:* Re: [iagi-net-l] Bitumen Modeling di Carbonate > > 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 >>>>>> >>>>> >>>>> >>>> >>> >> > >
