Dari beberapa paper yang ada disebutkan bahwa karena kompleksitas dari basement reservoir ini (gabungan antara fracture network dan randomnya lokasi dissolution / weathering ) menyebabkan sulitnya pengembangan lapangan type ini terutama dalam penentuan lokasi sumur baru..( mencari pole hydrocarbon yang tidak memiliki interferensi melalui fracture dengan sumur sekitarnya ) Dan karena matrix porositynya yang kecil maka kita membutuhkan reservoir dengan volume batuan yang sangat luas dan tebal supaya lapangan ini jadi ekonomis kalau mau dikembangkan secara stand alone.
Menurut pengalaman teman teman, apakah memang banyak kesulitan dalam penentuan lokasi sumur untuk pengembangannya ? kalau di klastik umumnya kita bisa mengestimasi radius pengurasan berdasarkan type, properties dan besar body reservoir pasir kita dan tentunya menggabungkan juga dengan data produksi. Nah kalau di fracture basement bagaimana menentukan lokasi sumurnya , mengingat kita tentunya mencari pole hc dengan jumlah yang cukup (padahal porositas yang dimilikinya kecil dan penyebarannya random) dan yang tidak mengalami interferensi melalui fracture dengan sumur yang sudah ada . Apakah dari seismic yang yang sudah dikalibrasi oleh logs / core cukup membantu ? Terima kasih sebelumnnya atas sharingnya.... 2011/6/19 <reki.indra...@gmail.com> > **Perhitungan petrophysic di fracture reservoir > > Porositas. > Untuk perhitungan porositas bisa dilakukan dengan 2 metode: > 1. Kuantitatif dari interpretasi image log (fmi, fms, obmi) dimana faktor > yang berpengaruh adalah intensitas/densitas fracture dan pengukuran > aperture. Keduanya akan dikonversi menjadi porositas fracture. > 2. Perhitungan konvensional dari neutron density, sonic dan resistivity. > Yang perlu diperhatikan adalah input rhoma untuk density dan dtma untuk > sonic dimana tidak bisa dipakai standar input dari sandstone 2.65 g/cc utk > rhoma, 55 ms/ft utk dtma atau 2.71 g/cc rhoma, 47 ms/ft utk dtma limestone. > Kita harus melihat komposisi mineralogi dari fracture reservoir tsb > (granite/diorite/andesite/metamorphic) yang bisa di dapat dari data XRD. > Untuk reservoir yang punya dual porosity seperti fracture carbonate maka > perhitungan fracture porosity bisa didapat dr porositas densitas neutron > dikurangi porositas sonic. Penghitungan porositas masih tetap bisa > dikalibrasi dengan penghitungan porositas dari core. > > Saturasi. > Penghitungan saturasi di fracture reservoir sangat sulit dilakukan karena > biasanya di fracture reservoir kt tdk memiliki data real formation water utk > angka Rw apalagi data SCAL utk mendapatkan angka a,m dan n. Sepengetahuan sy > jg penghitungan konvensional SW baik lewar archie, indonesian, simandoux, > aguilera belum bisa mendapatkan hasil yang optimal. Jadi masih memakai > single deterministic untuk SW. > > Permeabilitas. > Perhitungan permeabilitas jg sangat sulit dilakukan karena umumnya tidak > ada hubungan yang bagus antara nilai porositas dan permeabilitas. Sebagai > contoh fracture dengan porositas sama-sama 1% tetapi yang satu hanya dominan > background fracture dengan intensitas tinggi tp konektifitas dan aperture > yang sangat kecil akan berbeda jauh permeabilitasnya dengan 2 - 3 conductive > open fracture. QC atau kalibrasi untuk fracture perm adalah data Kh dari > test/dst. > > Data pengontrol utama untuk kalibrasi petrophysics to static HIIP adalah > data P/Z material balance utk lap2 yg sudah produksi. > > Data data drilling juga sangat membantu utk QC perhitungan petrophysics > seperti ROP, total gas, mudloss, gas ratio. > > Saya juga mengamini pepatah di fractute basement yaitu jika kt punya sumur > dengan produktifitas tinggi di tandai dengan total loss yang sangat besar, > maka kita tdk akan bs mendapatkan data2 log, image, core dll karena kondisi > lubang yang unstable. > > Maaf kalo kepanjangan. > Just my 2 cents. > > Reki > > Sent from my BlackBerry® > powered by Sinyal Kuat INDOSAT > ------------------------------ > *From: *o - musakti <o_musa...@yahoo.com.au> > *Date: *Sat, 18 Jun 2011 11:59:49 -0700 (PDT) > *To: *<iagi-net@iagi.or.id> > *ReplyTo: *<iagi-net@iagi.or.id> > *Subject: *Re: [iagi-net-l] Mengukur parameter petrophysic di fracture > basement. > > Pernah ikut mengerjakan naturally fracture (tight limestone) gas > reservoir. > > Semua characterization dari fracture didapat dengan image log, kombinasi > dari core, FMI dan UBI hingga bisa memberikan indikasi apakah fracture masih > terbuka atau sudah tertutup. Seismik yang dikalibrasi dengan analysis image > log (dan core) kebetulan didaerah ini sedikit banyak bisa memberikan > indikasi semi kuantitatif dimana daerah-daerah yang fracture-prone dan yang > tidak. > > Schlumberger (dan saya yakin yang lainnya juga) punya 'rumus' untuk > mengubah data-data fracture dari image log seperti aperture, length dan > density menjadi porosity. > > Dari segi volumetric, ternyata kehadiran fracture tidak banyak menambah > Hydrocarbon in Place di lapangan ini. Praktis semua HIP tersimpan di matrix > porosity yang kebanyakan juga cuma 2-3 pu (memang ada juga yang sampai 20 an > pu di tempat-tempat dimana dolomite recrystalization terjadi). > Cuma tentu ceritanya lain kalau kita bicara soal permeability dan well > productivity dimana fracture berperan suangat penting.... > > Just my 2 dirhams (0.02 riyals) > > --- On *Sat, 18/6/11, kartiko samodro <kartiko.samo...@gmail.com>* wrote: > > > From: kartiko samodro <kartiko.samo...@gmail.com> > Subject: [iagi-net-l] Mengukur parameter petrophysic di fracture basement. > To: iagi-net@iagi.or.id > Received: Saturday, 18 June, 2011, 3:57 PM > > Bicara tentang fracture basement, saya masih belum bisa membayangkan > bagaimana kita mengambil parameter petrophysic yang digunakan untuk > pengukuran cadangan. > > Yang pernah saya baca biasanya ada 3 type basement yang bisa menjadi > reservoir : > 1. Fracture basement reservoir yang pertambahan porosity dan > permeabilitynya banyak dikontrol oleh fracture , biasanya banyak di daerah > yang telah terstrukturkan > 2. Unconformity basement yang biasanya karena proses unconformity tersebut > maka terjadi pertambahan porosity dan permeability karena proses weathering > dan erosion > 3. Gabungan keduanya > > Nah sekarang bagaimana pengukuran petrophysicnya ? > > Untuk yang fracture basement , saya baca kita bisa gabungkan antara standar > dan image log > Di daerah yang terlihat fracture kita bisa perkiraan porositynya dari > susunan dan banyaknya fracture yang terlihat dari image log (obmi), > sementara di daerah yang tidak terlihat fracturenya bisa kita lakukan > estimasi dengan standar log (dens, neu, son) > > Tapi yang jadi pertanyaan apakah kita harus melakukan banyak akusisi image > log tersebut untuk menentukan fracture network dan porosity batuan kita ? > atau sebenarnya ada cara lain ? > dari seismic misalnya ? apakah perlu dilakukan akusisi seismic khusus > (multi azimuth seismic ?) untuk mengetahui jumlah dan network dari > fracturenya atau cukup dari standar seismic saja ? karena sepertinya image > seismic di batuan beku akan blur. > > Untuk yang karena weathered basement, apakah cukup dengan standar log atau > perlu tool khusus seperti ecs sehingga bisa membantu untuk menentukan type > mineraloginya ? > Dan apakah seismic bisa membantu menemukan lokasi lokasi di mana area > dengan banyak weathered zone ? > > Dan bagaimana menentukan bahwa suatu batuan tersebut mengandung hc ? karena > batuan beku yang berhidrokarbon tapi dengan porositas yang kecil, pembacaan > resistivitynya tidak akan banyak berbeda dengan batuan beku yang tidak > berpori. > > Mungkin ada yang bisa share pengalaman, bagaimana melakukan estimasi > petrophysic yang digunakan saat perhitungan cadangan di fracture basement, > apa saja kendalanya dan bagaimana mengatasinya? > > Terima kasih sharingnya > > > 2011/6/16 Shofiyuddin > <shofiyud...@gmail.com<http://mc/compose?to=shofiyud...@gmail.com> > > > > kalo kita bicara fractured basement, saya berasumsi basement yang tight. > Kalo ada fracture di basement, sulit sekali anda akan dapat corenya yang > berarti anda dapat core di zona tight. > Di fractured reservoir, ada pepatah terbalik dalam hal petrophysics: > Kalo anda dapat data yang jelek, maka data itu adalah data terbaik yang > anda punya karena mengindikasikan fracture > Kalo anda dapat dapat bagus, maka bisa dipastikan gak ada fracture atau > paling tidak minimal sekali. > > > Sekali lagi, bicara SCAL, kita bicara batuan dulu. > Basement yang saya tahu cukup produktif menjadi reservoir adalah jenis > betuan beku asam sampai intermediet (dari klas granit - granodiorit), jarang > sekali saya menemukan yang level basa. basement yang juga sebagai reservoir > adalah jenis metamop seperti quartzite dan silicified phillite. > > batuan asam sampe intermediet ini banyak sekali mengandung mineral mineral > dari asam (kuarsa sampai feldspar yang Na dan K) dan juga mineral mineral > feromagnesian seperti keluarga ampibole dimana konsentrasi lebih sedikit > dibandingkan dengan mineral yang asam. > Mineral mineral yang berbeda tersebut mempunyai variasi berat jenis yang > berbeda, sehingga penentuan porosity berdasarkan log densitas menjadi sangat > tidak menentu alias akan mempunyai variasi yang tinggi. NMR yang > diidentifikasi bebas dari jenis matrix masih belum bisa lepas dari pengaruh > beberapa jenis mineral yang hydrous seperti klorit yang tentunya mengandung > air. > > Pada umumnya, porositas di batuan beku kecil sekali, mungkin 1-2% saja. > Anda bisa bayangkan bagaimana batuan yang tersusun oleh kristal hasil > pendinginan magma ini mempunyai porositas dimana kristal satu dengan yang > lain saling mengisi? > Tidak seperti batuan sediment yang terbentuk dari proses sedimentasi yang > akan menyisakan rongga rongga diantara butirannya. > > Kalo kita belajar kestabilan mineral, maka mineral mineral selain kwarsa > mempunya derajat kestabilan yang kurang. Salah satu gejala yang umum darie > fek ketidakstabilan mineral ini adalah dijumpainya feldspar yang banyak > terkena korosi dan kemudian terlaterasi menjadi mineral mineral lempung. > Proses korosi ini menghasilkan microporosity di feldpar yang kemudian diduga > banyak orang berkontribusi terhadap total porosity batuan. > > Nah gas Helium ini bisa mencapai ukuran porosity itu. kalo memungkin bisa > injek mercury mencapai 100,000 psi untuk mengetahui pore throat sizenya. > Ingat bahwa kesalahan pengukuran sebesar 1 pu mengindikasikan kesalahan dari > 50 sampe 100%. hm ..... khan porositynya cuma 1-2% aja? > > Nah kembali ke pertanyaan semula, apakah a, m dan n bisa dipakai untuk > fractured basement? > > m tergantung porosity. Kalo porosity nya confident, secara teoritis m bisa > dipakai. > n? .... sangat tergantung dari Rt (resistivity dari partially saturated > sample). Teknology seperti apa yang bisa men-desaturated batuan beku untuk > dapat Swirr dengan porositas yang sangat rendah? > > ah dulu ah > > eh iya, belum ngomongin a, m dan n itu sendiri ya? maaf untuk yang gak > familiar. > > > > > > > > > > > 2011/6/16 Roy Elikson Sidabutar > <r...@geodin.net<http://mc/compose?to=r...@geodin.net> > > > > Mantap sekali pencerahannya. > Mau bertanya donk kepada para ahlinya, > kalau pada basement fracture reservoir atau sejenisnya, apakah pengukuran > dari SCAL ini bisa diaplikasikan langsung ke perhitungan > petrophysicnya??atau apakah harus dilakukan koreksi-koreksi lain lagi > sebelum diaplikasin?? atau mungkin dari hasil pengukuran SCAL tidak bisa > dipergunakan specialy for basement fracture reservoir?? > Mohon pencerahannya.. > > Trimakasih dan salam a,m n > > Roy Elikson Sidabutar > > Pada 16 Juni 2011 08:42, Shofiyuddin > <shofiyud...@gmail.com<http://mc/compose?to=shofiyud...@gmail.com> > > menulis: > > Vita, kayaknya mau pindah profesi nih? > > Sekedar nambahin sedikit aja eksplanasi dari mas Yudiyoko. > > Hal pertama yang perlu diingat adalah bahwa electrical properties (a, m, n) > TIDAK DIUKUR melainkan merupakan produk turunan hasil best curve fit yang > berupa gradient (untuk m dan n) dan intercept untuk a dari parameter > parameter yang diukur (porosity, resistivitas air formasi Rw, resistivititas > formasi baik yang fully saturated Ro dan partially saturated Rt) seperti > yang mas Yudiyoko sebutin di bawah. > jadi, a, m dan n sangat tergantung dari keakuratan pengukuran parameter > yang diukur tadi. > > Kembali ke laptop. > Bagaimana sensitifitas a, m dan n terhadap dua kondisi pengukuran yang > berbeda, yaitu ambient (biasanya di level 800 psi) dan NOB yang besarnya > tergantung formasi. > > Mari kita tinjau satu satu dari parameter yang diukur: > > Porosity (ambient vs NOB): > Faktor utama yang sensitif adalah > 1. tingkat kompresibiltas batuan yang sangat tergantung dari komposisi > batuan sendiri. Batu dengan banyak kandungan mineral clay/shale akan jauh > lebih mudah terkena kompresi dibandingkan dengan batu yang lebih pure > semisal shaley sand dan quartzose. Saya gak ahli klastik, tapi saya yakin > cukup banyak pengaruhnya. > 2. Jenis clay yang terkadung dalam batuan. Clay yang masih mengandung > banyak air (grup smectite/montmorillonite) akan lebih mudah terkompresi > dibanding dengan clay yang tidak mengandung banyak air seperti illite. > 3. Untuk Limestone dengan komposisi yang muddy (mudstone, wackestone) lebih > mudah terkompresi dibandingkan dengan yang graindstone, packstone, > framestone dan boundstone. > > Porosity (pengukuran) > > 1. Pengeringan sample. Clay mineral sangat sensitif terhadap temperature. > Salah salah menerapkan besarnya suhu bisa mengakibatkan perubahan struktur > mineral clay yang akan berimpak terhadap hasil pengukuran porosity terutama > untuk clay dengan stuktur air didalamnya. Salah satu yang biasa dipakai > adalah humidity drying yang besarnya kira kira 65 derajat celcius. Pada suhu > ini diperkirakan struktur clay mineral tidak berubah dan tidak akan > menghilangkan air yang terikat (clay bound water). Untuk limestone, saya > menggunakan suhu di sekitar angka 90-95 derajat Celcius karena sudah dicoba > di angka 115 dan sample cracking. > 2. Saat ini yang sering dipakai adalah injeksi gas Helium. Beberapa "orang" > mencoba mengukur porositas dengan mercury. yang terakhir ini bisa saja, tapi > ongkosnya lebih mahal dimana sample sudah tidak bisa digunakan lagi dan > harus dibuang. Dan yang kedua, interpretasi terhadap porosity harus hati > hati karena ada effect "comformance" dimana mercury akan cenderung mengisi > bagian bagian luar sample yang tidak rata tapi seakan akan mengisi pore. > 3. Dengan NMR. Bisa untuk mendapatkan porositas efektif dan porositas dari > air yang tidak bisa terambil (Swirr). Metode pengukurannya sendiri valid > banget karena alat ini sangat sensitif terhadap ion ion hidrogen yang ada di > lubang pori. Tapi kita harus sedikit waspada terhadap pengukuran Swirr nya > karena kondisi Swirr didapatkan dengan cara diputar dengan menggunakan > centrifuge yang mana pembacaan nya sangat bergantung mata kita. Tapi untuk > total porositasnya gak ada masalah. > > Jadi kalo kita sudah konfiden dengan data prositasnya, m bisa dihitung > dengan rumus yang mas Yudi berikan. > > Monggo. > > udah dulu ah, ada order datang. > nanti kita ngomong ngomong apa faktor faktor yang sangat berpengaruh > terhadap a, m dan n. > Kedepan nanti kita bicara pengukuran Rt (resistivitas dari partially > saturated sample) yang akan menentukan perhitungan "n" > > lanjut laen kali. > > > > On Wed, Jun 15, 2011 at 6:25 PM, Yudiyoko Ega Sugiharto < > yudiyoko_...@yahoo.com <http://mc/compose?to=yudiyoko_...@yahoo.com>>wrote: > > Bu Parvita, > > Koreksi overburden seharusnya dilakukan. Kalau kata sumber yg bisa > dipercaya sih "Overburden correction can reduce the porosity from 0.5-1.0 > p.u. (ratio: 0.90-0.97):. > jadi setelah koreksi, porositas-nya bisa 0.9-0.97 kali dari awalnya. > > Archie Formula: > (Sw^n)= FF(Rw/Rt) > Jika Sw= 100% maka Ro=Rt > Formation Factor=a/(porositas^m)=Ro/Rw > Resistivity Index=RI=1/(Sw^n)=Rt/R0 > > Dari rumus di-atas sudah jelas bahwa porositas cukup menentukan dalam > Electrical Measurement CCAL. > > Dari sumber yang bisa dipercaya: nilai *m* setelah koreksi overburden= > nilai *m* ambient+0.05 sampai nilai *m* ambient+0.1 (ratio 1.05-1.1). jadi > setelah dikoreksi akan didapatkan nilai m yang lebih besar. > > Sumber kesalahan dari kalkulasi porositas CCAL: pencucian, > pengeringan,pengukuran reservoir stress, jenis texture, > Representavity/homogeneity. Pengeringan pada suju 80 degC seringkali > menyebabkan mineral lempung rusak (shale collapse) sehingga menambah nilai > porositas. Disarankan di suhu 60 degC saja, nggak usah panas2. > > > Ketidakpastian nilai m: > - Error porositas versus error m > - m overburden versus m ambient (nilai m meningkat sebanding dengan > porositas) > - Plugs anisotropy (bedding, fissures, conductive minerals, dll) > > > > Ketidakpastian nilai m: > -Plugs harus di_de-saturated > - Jangan pakai plugs apabila Sw mini > 40-50%. > - Error pada porositas --> error pada Sw --> eror pada nilai n > - Hysteresis on RI ; Sheath effect on Pc and RI yang akan menghasilkan > artificial porositas hingga 2 kali lipat (Swanson, 1985) > > > Berikut ada rujukan tambahan: > ---- > FORMATION RESISTIVITY MEASUREMENTS > (Core Lab, 2007, Application of Core Analysis In Reservoir Description & > Characterisation) > > Methods > Resistance is measured and converted to resistivity of the 100% or > partially brine-saturated sample. Tests normally made at ambient temperature > and net overburden pressure can be simulated. > --- > Effect of Overburden Pressure on Resistivity > (Buku: Torsæter & Abtahi, 2003, RESERVOIR ENGINEERING LABORATORY WORK BOOK, > Norwegian University of Science and Technology) > Confinement or overburden pressure may cause a significant increase in > resistivity. This > usually occurs in rocks that are not well cemented and in lower porosity > rocks. Archie, as > mentioned before, reported results of correlating laboratory measurements > of formation > factor with porosity in the form > F m_6.11__ > __ > Wyllie investigated the influence of particle size and cementation factor > on the formation > factor of a variety of materials. He concluded that the cemented aggregates > exhibit a > greater change in formation factor with a change in porosity than the > unconsolidated > aggregates. Then, the general form of the relation between formation factor > and porosity > should be > F a m_6.12__ > __ > where m is a constant depending on cementation and a a constant controlled > by the > porosity of the unconsolidated matrix prior to cementation. > > > > Salam, > YES > > > Sent from my BlackBery® wireline handheld > Sinyal Bagus Indonesia, Nyambung Teruuusss...! > > > --- On *Wed, 6/15/11, Parvita Siregar < > parvita.sire...@salamander-energy.com<http://mc/compose?to=parvita.sire...@salamander-energy.com> > >* wrote: > > > From: Parvita Siregar > <parvita.sire...@salamander-energy.com<http://mc/compose?to=parvita.sire...@salamander-energy.com>> > > > Subject: [iagi-net-l] Formation resistivity factor (a, m, n) > To: "iagi-net@iagi.or.id <http://mc/compose?to=iagi-net@iagi.or.id>" < > iagi-net@iagi.or.id <http://mc/compose?to=iagi-net@iagi.or.id>> > Date: Wednesday, June 15, 2011, 1:40 AM > > > Teman2, > > > > Di dalam SCAL, ada perhitungan formation resistivity factor a, m dan n yang > digunakan dalam petrophysics nantinya. Di dalam pengukurannya, ada yang > diukur dalam lingkungan ambient, ada yang di lingkungan overburden > (formation pressure). Apakah biasanya teman2 melakukan kedua-duanya dalam > analisa atau hanya melakukan yang overburden? Biasanya berapa banyak > selisihnya, apakah sensitif? > > > > Terimakasih banyak, > > > > *Parvita H. Siregar* > > Chief Geologist > > Salamander Energy Indonesia > > Suite 1502, Indonesia Stock Exchange Bld. > > 15th Fl, Tower 2 > > Jln. Jend. Sudirman Kav. 52-53 > > Jakarta 12190, Indonesia > > > > Tel: +62 21 5291 2900 > > fax: +62 21 3000 4020 > > mailto: > parvita.sire...@salamander-energy.com<http://mc/compose?to=parvita.sire...@salamander-energy.com> > > > > P *Please consider the environment before you print*** > > > > *Disclamer: This email (including any attachments to it) is confidential > and is sent for the personal attention of the intended recipient only and > may contain information that is priviledged, confidential or exempt from > disclosure. If you have received this email in error, please advise us > immediately and delete it. You are notified that using, disclosing, > copying, distributing or taking any action in reliance on the contents of > this information is strictly prohibited.* > > > > > > > > -- > Regards, > > Roy Elikson Sidabutar > > > >
