Eh maaf kurAng satu, RQD rock quality designation. Powered by Telkomsel BlackBerry®
-----Original Message----- From: "Bandono Salim" <bandon...@gmail.com> Date: Wed, 4 Apr 2012 00:37:48 To: Iagi<iagi-net@iagi.or.id> Reply-To: bandon...@gmail.com Subject: Re: [iagi-net-l] Petrophysics - Swirr Kalao di geoteknik, ada 5 klas batu, berdasar kekuatan, jarak kekar, besar bukaan dan isiannya, serta kandungan kecepatan aliran aliran airnya. Hehe ikut sharing dikit. Powered by Telkomsel BlackBerry® -----Original Message----- From: Shofiyuddin <shofiyud...@gmail.com> Date: Wed, 4 Apr 2012 07:27:22 To: <iagi-net@iagi.or.id> Reply-To: <iagi-net@iagi.or.id> Subject: Re: [iagi-net-l] Petrophysics - Swirr mas Bambang, Betul sekali, saya suspect awalnya begitu. Setelah data MICP datang, memang pore throat size menunjukan bimodal, kebanyakan dari micro sampe meso, tapi ada beberapa yang mencapai sekala macro. Definisi dari "rock class" perlu di revisit lagi menurut saya, karena secara Geologi akan merujuk kepada golongan batuan, misal pakcstone, wackstone dsb dsb. Di tempat saya, penggolongan batuan hanya bisa dilihat dari core semata, tapi tidak bisa digunakan dari kacamata log character. Ini artinya, log character tidak mencerminkan "rock class". Crossplot antara "rock class" dan distribusi porositi dan permeabilitasnya juga gak nyambung alias scatter. Setelah kita tahu, itu semua gak nyambung, kita berkesimpulan bahwa proses proses pembentukan porositas sekunder sebagai hasil diagenesa merata di semua "rock class". Secara petrophysics akhirnya saya mencoba mendefiniskan kembali arti "rock class" ini lebih menunjukkan kepada "rock quality" yang bisa saja di representasikan denga Rock Quality Index (RQI) ataupun Flow Zone Indicator (FZI). Secara petrofisik, ini lebih masuk akal hanya bicara rock properties saja tetapi kendalanya adalah bagaimana kita mempropagate "rock class" baru ini ke sumur yang tidak ada data permeabilitasnya? saya lagi ngerjain projek ini melalui neural network dan kelihatannya cukup positif. Kalau abstract saya disetujui, saya akan presentasi ke IAGI September mendatang. Shofi On Tue, Apr 3, 2012 at 11:29 PM, Bambang Gumilar <bgumilar.mailingl...@gmail.com> wrote: > Shofi, > Menarik sekali kasus yang anda hadapi. Pengalaman saya di beberapa proyek > karbonat (Saudi/Kuwait) juga ada juga yang seperti itu. Karena Swirr vs Perm > tidak mengikuti teori, maka orang dengan mudah mengatakan data-nya tidak > valid. > > Kalau mau berpikir jernih sebentar, mundur selangkah, coba lakukan > pendekatan lain. Salah satu solusinya adalah membuat korelasi berdasarkan > facies (rock types). Dari keterangan Shofi, bahwa untuk batuan yang > permeabilitas besar, malah Swirr-nya tinggi. Jika anda punya data MICP atau > NMR, "plugs" yang "aneh" ini mungkin memiliki tingkat heterogenitas yang > tinggi. Ini bisa dilihat dari pola distribusi "pore throat"-nya. Biasanya > polanya bi-modal. Ada dua "peaks" di histogramnya, bisa berupa kombinasi > "micro pore throat" dengan "mega pore throat" atau micro dengan meso, dst. > Porositas kecil karena didominasi "micro pores" ini sementara > permeabilitasnya ditentukan oleh "pore throat" yang besar. > > Kita tahu bahwa permeabilitas adalah parameter tensor (besaran yang punya > arah), diukur dari ujung ke ujung "core plug" dengan memberi beda tekanan > udara/helium di salah satu ujungnya. Untuk batuan yang homogen, geometri dan > distribusi "pore throat"-nya tidak banyak variasi. Helium mengalir > "steady/laminer" dan seragam di setiap segmen sample. Jadi hasil pengukuran > tersebut sudah representatif. Bagaimana dengan batuan yang heterogen (vuggy, > granular, dll)? Di satu segmen pore throat-nya 1 micron dan 1 mm di > sampingnya pore throat-nya lebih besar daripada 10 micron. Ingat, kita hanya > perlu satu "conduit"/ saluran bebas hambatan sebesar sehelai rambut > yang sejajar dengan arah aliran helium di core plug untuk menjadi "high perm > channel" yang memberi nilai permeabilitas 10 Darcy (10000 mD). "Saluran" ini > bisa berada di sample yang porositasnya rendah. Dari kuliah Petrografi bu > Emmy Suparkaa; stilolit di batu gamping masif adalah fenomena alam > biasa. Coba cari data petrografi-nya, sayatan tipis, dll. untuk konfirmasi > kondisi sample yang ada. Mungkin hipotesis in bisa dibuktikan. > > "What I would do, if I were you" adalah mengelompokkan "rock type" yang sama > dan membuat korelasi porositas (besaran skalar) vs Sw untuk masing-masing > "rock type". Anda bisa pakai klasifikasi yang sudah dipublikasikan atau buat > klasifikasi baru. Tantangan berikutnya untuk para geologist, bagaimana > mempropagasi "rock types" ini ke sumur atau interval lain yang tidak punya > data "core"? > > Mas Kartiko, > Bertanya tentang apa ada batuan reservoir yang punya Swirr di bawah 5%. Ada; > litologinya batu gamping, oolitik, intergranular porosity, umurnya > kira-kira Kapur Bawah (upper Jurassic - lower Cretaceous), mixed - oil > wettability. Karena hampir tidak ada lempungnya, maka Clay Bound Water-nya > limit mendekati nol. Oolitik, butiran-nya medium - large grains, hampir > seragam, maka Capillary Bound Water-nya juga rendah. Mixed wettability > membuat sebagian butirannya diselimuti minyak, air-nya minimum sekali. Dari > data NMR, hampir tidak ada sinyal T2 yang berkisar di 33 ms, mayoritas > menunjukkan sinyal "free fluid". > > Wassalam, > > -bg > http://www.linkedin.com/in/bambanggumilar > > 2012/4/2 Shofiyuddin <shofiyud...@gmail.com> >> >> mas Bambang, >> Trims banyak untuk pencerahannya. Untuk item No. 1, sayang sekali >> tidak bisa diaplikasikan di daerah saya mengingat semua core yang >> diambil menggunakan water base mud. Air (Sw) yang diperoleh dengan >> metode Dean Stark tidak bisa dipakai karena sudah diinvasi oleh mud >> filtrate. Begitu juga dengan Saturasi minyak (So) yang kita consider >> lebih sebagai residual oil (Sor) karean proses invasi juga. >> >> End Point of dari capillary pressure data porous plate juga untuk >> daerah saya tidak bisa dipakai. Oh ya, reservoir saya karbonat yang >> kaya akan hasil proses diagenesa, vuggy porosity, baik yang connected >> maupun yang un-connected. Pada batuan yang sangat permeable, taruhlah >> diatas 50 md, end point Sw menunjukkan Swirr yang bervariasi dari 10 >> sampai 50 % yang secara teori pasti salah. Sementara yang lower >> permeable justru menunjukkan adanya hubungan yang lebih baik antara >> Swirr dan Permeabilititas. "J" function akhirnya tidak bisa digunakan >> karena ada variasi dari permeabilitias atau kualitas reservoir. "J" >> function memang di disain untuk jenis batuan dengan kualitas reservoir >> yang sama. Data caps yang ada ini akhirnya diconsider invalid untuk >> batuan dengan permeabilitas yang tinggi. >> >> >> Point kedua menarik untuk bisa dikerjakan, cuma karena hasil diatas, >> data caps gak bisa digunakan. Untuk data Hg, kalo baca di paper, lebih >> banyak untuk mengetahui pore throat radius ketimbang mencari Swirr >> nya. Tapi saya akan coba di batas maximum pressure sesuai dengan >> tinggi Hc column nya. >> >> Thanks mas bambang untuk sharing nya. >> >> Salam, >> >> Shofi >> >> >> On Mon, Apr 2, 2012 at 11:09 PM, Bambang Gumilar >> <bgumilar.mailingl...@gmail.com> wrote: >> > Shofi, >> > Kata orang bijak" There is no universal silver bullet to solve this >> > Swirr >> > and Permeability issues". Semua pendekatan boleh-boleh saja. Secara >> > teoritis, Swirr adalah Clay Bound Water + Capillary Bound Water. Jadi >> > Swirr akan selalu lebih besar daripada nol, karena selalu ada air yang >> > terikat secara elektrokimiawi di lempung dan secara fisika kapiler >> > terjebak >> > di rongga yang kecil. Swirr di bawah 10% untuk batuan klastik dan "water >> > wet"? Sah-sah saja menurut saya, asal tidak nol nilai. Sekarang >> > pertanyaannya: 1. Berapa kecil (how low can you go)? 2. Bagaimana kalau >> > hasil pengukuran Porous Plate, Centrifuge, MICP dan NMR berbeda? >> > >> > 1. "Best practice" yang biasa saya lakukan adalah memanfaatkan data >> > (paling >> > tidak 50 data points) yang ada dengan mencari korelasi antara >> > permeabilitas >> > dan/atau porositas dengan "core saturation" (CSw atau CSo). Secara >> > sederhana, buat crossplot CPERM (Core Perm) logaritmik di sumbu X dan >> > CSw >> > (Core Water Saturation) di sumbu Y. Pada nilai k ~ 0, CSw seharusnya = 1 >> > (100%). Anda bisa lihat data CSw membentuk pola penyebaran seperti huruf >> > Z >> > yang landai. Asimtotik di nilai permeabilitas yang besar. Untuk >> > mendapatkan >> > persamaan empiris korelasi tersebut, ambil data dengan nilai Csw >> > terendah >> > dan berada di sekitar 5% dari populasi terbawah, buat persamaan (insert >> > equation) secara grafis, mudah sekali jika anda pakai software >> > Petrophysics >> > komersial. Ilustrasinya saya buatkan di google document, semoga >> > tautan ini >> > bisa diakses. >> > >> > https://docs.google.com/open?id=1i_Yw5BEHq-gP5A51l2Mj98rWQETmRvYjmJ1R2vL0lQWyzbLTj90nmEJp8Oi- >> > Persamaan tersebut adalah persamaan empiris yang berlaku untuk data set >> > yang >> > kita miliki. Berapa kecil/rendah-nya Swirr bergantung pada data >> > tersebut. >> > Masalah lain muncul, data-nya bias, karena orang punya tendensi untuk >> > mengambil data "core plug" dari "spot" yang permeabilitasnya bagus dan >> > ada >> > minyak-nya :) Sehingga data yang ada tidak representatif. :( >> > >> > 2. Perbedaan hasil pengukuran Swirr dari metode yang berbeda adalah >> > wajar. >> > Karena prinsip kerja dan asumsi yang dipakai sudah berbeda. Data Porous >> > Plate memang yang paling direkomendasikan. Tetapi data dari Centrifuge >> > dan >> > Mercury Injection (MICP) juga dapat dipergunakan dengan mengaplikasikan >> > koreksi dan konversi (tekanan Hg) yang sesuai. Hitung tinggi kolom >> > minyak >> > maksimum (dari Free Water Level ke puncak struktur). Konversikan tinggi >> > (column height) tersebut ke unit tekanan (psi atau kPa). Nilai tertinggi >> > dari konversi ini akan menjadi limit atas data Cap Pressure yang akan >> > dipakai. Anda tidak memerlukan data mercury yang 2500 psi Hg/Air (atau >> > ekivalen 1350 kaki kolom minyak) atau lebih tinggi jika puncak >> > reservoir maksimum hanya 800 kaki. Pc = h*0.433*(SG_brine - SG_oil). ~ >> > ~( >> > kira-kira hanya 70 psi working cap pressure). >> > >> > Data NMR punya kelebihan karena kita bisa membedakan "Clay Bound Water" >> > (~ 3 >> > ms relaxation time cut-off) dan kumulatif "Clay and Capillary Bound >> > Water" >> > (~33 ms cut-off). Kesimpulan, integrasikan semua data yang ada, buat >> > referensi sendiri untuk daerah yang sedang anda kerjakan. >> > >> > Note: Pc in psi, h in feet, SG_xx (specific gravity), untuk brine 1 ~ >> > 1.01 >> > dan untuk minyak (0.72 ~ 0.8) >> > >> > Wassalam, >> > >> > -bg >> > http://www.linkedin.com/in/bambanggumilar >> > >> > >> > >> > >> > >> > >> > 2012/4/2 kartiko samodro <kartiko.samo...@gmail.com> >> >> >> >> saya pernah lihat report scal untuk clean sand reservoir, >> >> unconsolidated, >> >> swirr bisa sampai 8% (kurang dari itu bisa menimbulkan tanda tanya ) >> >> jadi >> >> untuk minimum swirr 10% bisa digunakan. >> >> >> >> >> >> 2012/4/2 Shofiyuddin <shofiyud...@gmail.com> >> >>> >> >>> Rekans, >> >>> barangkali ada yang share, berapa sih kira kira besarnya Irreducible >> >>> water saturation (Swirr) untuk batuan klastik dan karbonat. Saya >> >>> mendapatkan >> >>> angka yang berbeda beda untuk setiap pengukuran core analysis (porous >> >>> plate, >> >>> centrifuge dan NMR). Apakah secara geologi Swirr dibawah 10% (pada >> >>> batuan >> >>> yang permeable) memungkinkan? kalo tidak, berapa yang reasonable? kalo >> >>> dilihat hasil lab memungkinkan, tapi apakah realnya bisa dengan >> >>> memperhatikan besarnya tekanan dan suhu reservoir? >> >>> >> >>> Kalo ada reference juga boleh. >> >>> >> >>> thanks sebelumnya. >> >>> >> >>> Shofi >> >>> >> >>> >> >> >> > >> >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> PP-IAGI 2011-2014: >> Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com >> Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. >> Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir pengiriman >> abstrak 28 Februari 2012. >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id >> To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id >> For topics not directly related to Geology, users are advised to post the >> email to: o...@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 2011-2014: Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com -------------------------------------------------------------------------------- Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir pengiriman abstrak 28 Februari 2012. -------------------------------------------------------------------------------- To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id For topics not directly related to Geology, users are advised to post the email to: o...@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. ---------------------------------------------------------------------
