Mas Anto Reference yang saya peroleh itu berasal dari
Arabian Platform Regional Cycle Chart by Bilal U.Haq and A.Motaleb Al-Qahtani tahun 2002 (Saudi Aramco) yang untuk mesozoic - cenozoic memang merupakan modifikasi dari Haq et al (1987) Kalau di chart tersebut hiatus / unconformity terletak antara top formasi Arab dan bottom dari Hith. Mungkin Mas Anto punya reference yang lebih baru atau mungkin ada perbedaan persepsi /interpretasi antara batas formasi arab dan hith di masing masing company ? Mungkin tetangga di saudi aramco bisa share ? 2011/3/3 anto sugiharto <anto.sugiha...@gmail.com> > 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 >>>>>>> >>>>>> >>>>>> >>>>> >>>> >>> >> >> >
