Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
1. Apakah sudah mencoba membuat x-plot dari core data antara perm dan porosity ?. Normalnya porosity membesar permeability juga besar. Kalau terbalik, dimana porositas mengecil dan permeabilitas besar, hal ini menunjukkan adanya isolated porosity, misalnya diatomae rock, foram, dsb. Hal ini juga untuk mengidentifikasi pada vuggy rock, apakah mempunyai isolated porosity. 2. Cek di thin section (gambaran 2 D), berapa ratio rata-rata antara isolated porosity (mis: sisa-sisa/cetakan binatang) dan porositas yang menerus, sekali lagi hanya untuk melihat ratio, bukan menghitung porosity. 3. Karena tiap-tiap thin section diambil dari depth yang berbeda dan merupakan fungsi dari litologi yang diwakili Vsh, maka coba buat regresi antara ratio porositas (sumbu-y) versus Vsh (sumbu-x). 4. Perkiraan Isolated porosity= regresi * total porositas 4. Coba hitung porositas total - isolated porosity, lalu bandingkan dengan core data nya. Wallahu'alam bishawab. Gantok From: Shofiyuddin shofiyud...@gmail.com To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Mon, April 26, 2010 5:47:19 PM Subject: Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model Terima kasih tuk semuanya yang memberikan pencerahan. Selama ini yang saya tahu untuk cakupan luasan logging hanya depth Of Investigation (DOI) untuk masing masing tool dan ini hanya diagmbarkan hanya dalam dua dimensi saja. Tapi ternyata ada perhitungan kubikasinya, ini sangat bermanfaat kalo kita berhadapan dengan batuan karbonat dengan pore network yang kompleks. Saya udah coba multimin di geolog, hasil sementara menunjukan grain density dari multimin dan core berimpit dan predicted curve tuk neutron, density dan sonic bagus juga. Tapi tetep aja, hasil perhitungan porosity dengan soniknya lebih tinggi dibandingkan dengan total core porosity. Saya ingin memberitahu bahwa ada trend pengukuran porosity dan permeability dari core plug dan full diameter itu berbeda hasilnya dimana hasil FD memberikan hasil poroperm yang lebih tinggi dibandingkan dengan harga dari core plug. kalo ini kita terjemahkan kedalam kubikasi pengukuran, maka ada kemungkinan bahwa logging sonik, seperti yang dikatakan mas Bambang, lebih bisa mewakili kondisi reservoir yang sebenarnya. Dengan kata laen, perhitungan porosity sonik yang lebih besar dibandingkan dengan core helium porosity bisa jadi menjadi petunjuk bahwa harga porositas yang sebenarnya dari formasi bisa lebih tinggi dibandingkan dengan core helium porosity. Tapi sayang sekali, total porosity dari thin section nya secara umum jauh di bawah harga total porosity dari core, malah di beberapa sumur, total porosity dari thin section cuma mencapai sekitar 10% saja dari core porosity. Urusan menjadi bertambah rumit karena hard data dari thin section gak bisa dipakai. Saya mencoba karakterisasi dari data mercury injection. Beberapa ahli percaya bahwa pada saat saturasi mercury mencapai saturasi 35% dari total saturasi sewaktu diinjeksi (disebut R35), merupakan perwakilan dari sistem pore network yang dianggap efektif untuk mengalirkan fluida. Berdasarkan empiris, beberapa ahli seperti Winland dan Pittman mencoba menggunakan pendekatan terhadap porosity dan permeability untuk mencari harga R35 dengan perhitungan (R35_Winland dan R35_Pittman). Ternyata harga perhitungan R35 dari kedua ahli itu sangat pesimis sekali dibandingkan data asli dari injekti mercury terutama pada sample dengan banyak vuggy porosity. Sehingga saya tidak bisa menrunkan persamaan untuk setidaknya mengetahui trend vuggy porosity berdasarkan data dari porosity dan permeability. Barangkali temen ada yang mau share lagi? 2010/4/21 nyoto - ke-el ssoena...@gmail.com NMR logs akan memberikan porositas yg tidak tergantung pada jenis matrixnya (limestone, SS, dol atau mineral2 lainnya), jadi mungkin bisa dipakai utk pembanding (kalibrasi) kalau data core tidak tersedia. Biarpun NMR logs (CMR ataupun MRIL) juga tergantung dari matrix batuan yg umum seperti SS ataupun LS/DOL, karena hasil derivative hitungan porositas maupun permeabilitas dari NMR logs adalah karena dengan men-input T2 cut-offs, dimana berdasarkan pengalaman2 sebelumnya (empirical) cut-offs tsb sudah ditentukan dari contoh2 batuan sebelumnya (model) misalnya utk SS LS/DOL. Jadi kalau batuan/matrixnya tidak umum belum banyak contoh2 sebelumnya., maka penentuan cut-offs utk penghitungan porositas etc masih harus diteliti lebih lanjut. wass, nyoto 2010/4/21 Bambang Gumilar bgumilar_mail...@yahoo.co.id Mas Shofi et. al., Kembali ke petrofisika dasar, porositas adalah perbandingan volume rongga terhadap volume total. Banyak cara untuk menghitung porositas, baik secara langsung (core) atau derivatif dari respon logs. Semua dalam skala, sampling rates dan resolusi yang berbeda. Core: jika volume sample yang diambil adalah 8 cubic inches -- berukuran 2 in x 2 in x 2 in (asumsikan sebagai kubus) dan ada rongga (vug) yang bervolume 3.5 cubic inches, maka
Bls: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
. Selain data core, data image (FMI/OBMI) sangat membantu mengidentifikasi porositas gerowong (vuggy porosity) ini. Sebagian kumpeni sudah menjadikan metode ini sebagai prosedur baku untuk analisis porositas di karbonat. Jika dikombinasi dengan NMR, data produksi, MICP, dll., akan jadi semakin akurat. (Lihat Jurnal Petrophysics bulan February 2010 tentang Rock Typing). Terima kasih atas diskusi yang menarik (menurut saya). Jazakallahu khair Wassalam, -bg http://www.linkedin.com/in/bambanggumilar - Pesan Asli Dari: nyoto - ke-el ssoena...@gmail.com Kepada: iagi-net@iagi.or.id Terkirim: Ming, 18 April, 2010 22:30:52 Judul: Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model Mungkin lebih baik menggunakan Digital 3D Core Image Analysis, bisa melihat image core secara 3D sampai ke-dalam2nya batuan karbonat tsb dihitung porositynya baik yg primary maupun secondary vuggy porosity, ditanggung josss. wass, nyoto 2010/4/19 Premonowati Sumarto premonow...@gmail.com Rekans Shofi dan Iwan Hainim, Data core batuan karbonat bila dilihat secara megaskopis masih sangat minim hasilnya, jadi mesti dilanjutkan secara mikroskopis. Dari segala sisi core yang diambil untuk dibuat sayatan tipis, semua telah dapat dikenali faktor diagenesanya. Perbedaan hasil (megaskopis: vuggy poro) menjadi lebih detil (mikroskopis: biomoldic intraparticle) umumnya karena batuan karbonat tersebut masih berada pada zona diagenetic fresh water dan belum pernah exposure lalu terisi fluida sebelum mengalami sementasi. Perlu dicoba dianalisis core secara mikroskopis pada log sonic yang terbesar dan terkecil, termasuk persentase setiap jenis porosity kemudian dibandingkan hasilnya dengan total porosity pada depth yg sama tentunya. Bagaimanapun juga, anda perlu memahami diagenetic process and unit pada masing-masing depth core. Salam, Wati 2010/4/15 Shofiyuddin shofiyud...@gmail.com: Kali kali aja rekan yang mau share. Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core, di beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan. Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat signifikan ini karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity. Sehingga beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan selisah antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di tempat saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari core. yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya hampir selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun sudah dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah air. Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih besar dari PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau mungkin ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan geolog? Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati. Salam Shofi PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember 2010 - To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]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
Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
cinta dengan cara Deterministik coba hitung ulang DTMA pakai inverse Archie dengan asumsi flushed zone saturation = 1 dan porositas = CPOR. Adakah perbedaan antara DTMA yang lama dengan yang dihitung balik dari CPOR? Bandingkan CGDEN (core grain density) dengan RHOMA di Appendix B (Schl. Charts) dan lihat DTMA terkait. Jika mendekati satu sama lain, maka parameter yang dipakai bisa dianggap benar. Jika semua sudah cocok dan PHIS dihitung ulang. Maka porositas sekunder (vugular) bisa dihitung dengan metode klasik. SPI = Secondary Porosity Index = (PHIT_ND - PHIS)/PHIT_ND OK, sekarang apa ada cara lain untuk mengkuantifikasi vuggy porosity? Semua usulan kang Iwan, mbak Wati dan mas Nyoto adalah benar dan valid jika kita punya data core. Masalah di dalam hidup ini, kita tidak punya segala apa yang kita mau. Selain data core, data image (FMI/OBMI) sangat membantu mengidentifikasi porositas gerowong (vuggy porosity) ini. Sebagian kumpeni sudah menjadikan metode ini sebagai prosedur baku untuk analisis porositas di karbonat. Jika dikombinasi dengan NMR, data produksi, MICP, dll., akan jadi semakin akurat. (Lihat Jurnal Petrophysics bulan February 2010 tentang Rock Typing). Terima kasih atas diskusi yang menarik (menurut saya). Jazakallahu khair Wassalam, -bg http://www.linkedin.com/in/bambanggumilar - Pesan Asli Dari: nyoto - ke-el ssoena...@gmail.com Kepada: iagi-net@iagi.or.id Terkirim: Ming, 18 April, 2010 22:30:52 Judul: Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model Mungkin lebih baik menggunakan Digital 3D Core Image Analysis, bisa melihat image core secara 3D sampai ke-dalam2nya batuan karbonat tsb dihitung porositynya baik yg primary maupun secondary vuggy porosity, ditanggung josss. wass, nyoto 2010/4/19 Premonowati Sumarto premonow...@gmail.com Rekans Shofi dan Iwan Hainim, Data core batuan karbonat bila dilihat secara megaskopis masih sangat minim hasilnya, jadi mesti dilanjutkan secara mikroskopis. Dari segala sisi core yang diambil untuk dibuat sayatan tipis, semua telah dapat dikenali faktor diagenesanya. Perbedaan hasil (megaskopis: vuggy poro) menjadi lebih detil (mikroskopis: biomoldic intraparticle) umumnya karena batuan karbonat tersebut masih berada pada zona diagenetic fresh water dan belum pernah exposure lalu terisi fluida sebelum mengalami sementasi. Perlu dicoba dianalisis core secara mikroskopis pada log sonic yang terbesar dan terkecil, termasuk persentase setiap jenis porosity kemudian dibandingkan hasilnya dengan total porosity pada depth yg sama tentunya. Bagaimanapun juga, anda perlu memahami diagenetic process and unit pada masing-masing depth core. Salam, Wati 2010/4/15 Shofiyuddin shofiyud...@gmail.com: Kali kali aja rekan yang mau share. Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core, di beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan. Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat signifikan ini karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity. Sehingga beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan selisah antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di tempat saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari core. yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya hampir selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun sudah dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah air. Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih besar dari PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau mungkin ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan geolog? Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati. Salam Shofi PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember 2010 - To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email
RE: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
Kalau buru2/quick look boleh2 saja tapi ya hati2, kalau pas sukur (kebetulan hehehe) kalau enggak mestinya ada penjelasan. Sayatan tipis 'kan 2 dimensi dan hanya semi-kwantitatif, belum lagi faktor sistematika sampling (representasi), preparasi, subjektivitas petrographer ..intinya selalu ada potensi error terlibat ..belum lagi definisi vuggy pore itu sendiri yg terkadang kontroversial diantara petrologis..Kayanya approach J Lucia ttg jenis pore ini dan hubungannya dengan transit time/sonik menarik (dibukunya kalau enggak salah dia bikin persamaan kwantitatif empiris untuk turunin porositas vugular..) Menarik juga sonik porosity lebih besar dari total porosity walaupun sudah dikoreksi (assumed loggingnya bener hehehe). Mungkin kah enggak pure didominasi vuggy (dual system?), atau litologi dan fluidnya campur2an (G-O-W)?? jadi non Archie?? Salam Sanggam Hutabarat --- On Fri, 16/4/10, Iwan Hainim iwanhai...@centrin.net.id wrote: From: Iwan Hainim iwanhai...@centrin.net.id Subject: RE: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model To: iagi-net@iagi.or.id Date: Friday, 16 April, 2010, 9:49 AM Saya mau share yg ini: Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Saya pernah melakukan analisa petrografi dan point count jenis porosity salah satu reservoir carbonate di indonesia, data diambil dari core, tiap 20cm (total core yg dianalisa 5m) . Dari tampilan core terlihat jelas bahwa vuggy porosity mendominasi, tetapi dari thin section ternyata biomoldic dan interparticle lebih banyak persentasenya. Tentu saja ini tergantung dari posisi thin section di ambilnya. Kesimpulan saya, analisa point counting porosity tidak bisa berdiri sendiri, arus cross check dgn core-nya, kalau corenya tidak tersedia, maka data yg didapat adalah data setempat saja. Salam, Iwan Hainim -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:shofiyud...@gmail.com] Sent: Friday, April 16, 2010 8:16 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model Kali kali aja rekan yang mau share. Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core, di beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan. Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat signifikan ini karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity. Sehingga beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan selisah antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di tempat saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari core. yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya hampir selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun sudah dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah air. Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih besar dari PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau mungkin ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan geolog? Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati. Salam Shofi No virus found in this incoming message. Checked by AVG - www.avg.com Version: 9.0.801 / Virus Database: 271.1.1/2811 - Release Date: 04/15/10 01:31:00 PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember 2010 - To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]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
Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
Rekans Shofi dan Iwan Hainim, Data core batuan karbonat bila dilihat secara megaskopis masih sangat minim hasilnya, jadi mesti dilanjutkan secara mikroskopis. Dari segala sisi core yang diambil untuk dibuat sayatan tipis, semua telah dapat dikenali faktor diagenesanya. Perbedaan hasil (megaskopis: vuggy poro) menjadi lebih detil (mikroskopis: biomoldic intraparticle) umumnya karena batuan karbonat tersebut masih berada pada zona diagenetic fresh water dan belum pernah exposure lalu terisi fluida sebelum mengalami sementasi. Perlu dicoba dianalisis core secara mikroskopis pada log sonic yang terbesar dan terkecil, termasuk persentase setiap jenis porosity kemudian dibandingkan hasilnya dengan total porosity pada depth yg sama tentunya. Bagaimanapun juga, anda perlu memahami diagenetic process and unit pada masing-masing depth core. Salam, Wati 2010/4/15 Shofiyuddin shofiyud...@gmail.com: Kali kali aja rekan yang mau share. Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core, di beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan. Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat signifikan ini karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity. Sehingga beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan selisah antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di tempat saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari core. yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya hampir selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun sudah dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah air. Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih besar dari PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau mungkin ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan geolog? Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati. Salam Shofi PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember 2010 - To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]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. -
Re: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
Mungkin lebih baik menggunakan Digital 3D Core Image Analysis, bisa melihat image core secara 3D sampai ke-dalam2nya batuan karbonat tsb dihitung porositynya baik yg primary maupun secondary vuggy porosity, ditanggung josss. wass, nyoto 2010/4/19 Premonowati Sumarto premonow...@gmail.com Rekans Shofi dan Iwan Hainim, Data core batuan karbonat bila dilihat secara megaskopis masih sangat minim hasilnya, jadi mesti dilanjutkan secara mikroskopis. Dari segala sisi core yang diambil untuk dibuat sayatan tipis, semua telah dapat dikenali faktor diagenesanya. Perbedaan hasil (megaskopis: vuggy poro) menjadi lebih detil (mikroskopis: biomoldic intraparticle) umumnya karena batuan karbonat tersebut masih berada pada zona diagenetic fresh water dan belum pernah exposure lalu terisi fluida sebelum mengalami sementasi. Perlu dicoba dianalisis core secara mikroskopis pada log sonic yang terbesar dan terkecil, termasuk persentase setiap jenis porosity kemudian dibandingkan hasilnya dengan total porosity pada depth yg sama tentunya. Bagaimanapun juga, anda perlu memahami diagenetic process and unit pada masing-masing depth core. Salam, Wati 2010/4/15 Shofiyuddin shofiyud...@gmail.com: Kali kali aja rekan yang mau share. Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core, di beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan. Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat signifikan ini karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity. Sehingga beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan selisah antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di tempat saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari core. yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya hampir selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun sudah dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah air. Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih besar dari PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau mungkin ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan geolog? Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati. Salam Shofi PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember 2010 - To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]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. -
[iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
Kali kali aja rekan yang mau share. Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core, di beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan. Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat signifikan ini karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity. Sehingga beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan selisah antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di tempat saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari core. yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya hampir selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun sudah dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah air. Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih besar dari PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau mungkin ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan geolog? Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati. Salam Shofi
RE: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model
Saya mau share yg ini: Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Saya pernah melakukan analisa petrografi dan point count jenis porosity salah satu reservoir carbonate di indonesia, data diambil dari core, tiap 20cm (total core yg dianalisa 5m) . Dari tampilan core terlihat jelas bahwa vuggy porosity mendominasi, tetapi dari thin section ternyata biomoldic dan interparticle lebih banyak persentasenya. Tentu saja ini tergantung dari posisi thin section di ambilnya. Kesimpulan saya, analisa point counting porosity tidak bisa berdiri sendiri, arus cross check dgn core-nya, kalau corenya tidak tersedia, maka data yg didapat adalah data setempat saja. Salam, Iwan Hainim -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:shofiyud...@gmail.com] Sent: Friday, April 16, 2010 8:16 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: [iagi-net-l] Petrophyics, vuggy porosity model Kali kali aja rekan yang mau share. Saya lagi buat model vuggy porosity untuk batuan karbonat. Dari core, di beberapa interval kedalaman sangat keliatan begtiu juga dari CT Scan. Dari beberapa sumber yang saya baca, peranan log sonik sangat signifikan ini karena ada asumsi bahwa log sonik hanya membaca matrik porosity. Sehingga beberapa model perhitungan vuggy porosity hampir selalu melibatkan selisah antara PHIT - PHIS (Total Porosity dikurangi Sonik Porosity). PHIT di tempat saya bisa langsung didapatkan dari kalibrasi helium porosity dari core. yang menarik adalah, perhitungan sonik porosity di sumur sumur saya hampir selalu lebih besar dibandingkan dengan total porosity nya? meskipun sudah dikoreksi terhadap hidrokarbon atau di kondisikan dalam kondisi basah air. Adakah yang punya masalah yang sama? kalo tidak, bagaimana saya bisa menghitung besarnya vuggy porosity? dalam kondisi apa PHIS lebih besar dari PHIT? adakah cara laen vuggy porosity dengan konvensional log? atau mungkin ada yang punya pengalaman ngitung porosity dari image log menggunakan geolog? Saya punya data petrography point count yang memilah milah jenis porositynya (vuggy, moldic, interparticle dsb). Apakah saya bisa langsung menghitung jumlah vuggy porosity berdasarkan itu? misal yang terhitung adalah 40. Berdasarkan point count yang 250, maka vuggy porositynya dalah 40/250? Kalo anda punya reference, saya akan terima dengan senang hati. Salam Shofi No virus found in this incoming message. Checked by AVG - www.avg.com Version: 9.0.801 / Virus Database: 271.1.1/2811 - Release Date: 04/15/10 01:31:00 PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, lam...@gc.itb.ac.id sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, mohammadsyai...@gmail.com * 2 sekretariat (Jkt Bdg), 5 departemen, banyak biro... Ayo siapkan diri! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember 2010 - To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]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. -
