Post on 28-Dec-2015
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
DAFTAR ISI
Halaman
Daftar Isi 1
Pendahuluan (BAB III) 2
1.1 Resistivitas Air Formasi 6
1.2 Tempratur Formasi 7
1.3 Porositas dan Permeabilitas Log VS Core 9
1.4 Plot Intepretasi Log 10
1.5 Volume Shale 16
1.6 Saturasi Air 17
1.7 Penentuan Top, Bottom dan Thicknes 17
1.8 Net To Gross 18
1.9 Penentuan Porositas dan Permeabilitas 19
1
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
BAB III
PENDAHULUAN
Lapangan GangNam PSC terletak pada batas timur cekungan Sumatra Selatan yang terdiri
dari rangkaian Horst & Graben dengan trend NNE-SSW yang terbentuk pada zaman
Paleogene. Untuk petroleum system, source rock berasal dari Formasi Lahat dan Talang Akar
yang merupakan oil prone. Minyak yang terbentuk akan bermigrasi dari utara ke barat laut secara
lateral dan secara vertikal lewat patahan. Di daerah Gangnam, Merang dan Ketaling Highs
membentuk blok utama dengan Merang dan Ketaling membentuk intervensi. Ini adalah sumber
sedimen ke dalam cekungan sampai mereka akhirnya terendam dan karbonat dan dikembangkan.
Reservoir BETA membentang sepanjang 4 km dengan arah Barat Laut dan Tenggara dan lebar 1,5
km. Top reservoir Beta ditembus pada 364.31m SS. Reservoir terdiri dari 5 zona yang disebut Z380,
R10, Z450, Z550 dan Z650. Di antara dari 5 zona hanya Z380, Z450 dan Z650 yang telah diuji
melalui MDT dan uji produksi.
Reservoir utama adalah Formasi Air Benakat, dimana formasi ini terdiri dari beberapa
lapisan yaitu Z-380, R-10, Z-450, Z-550 dan Z-650. Analisa geologi menunjukkan
kemungkinan adanya seal dalam shale intra ABF. Trap pada reservoir budi merupakan
struktur antiklin dengan sumbu North West - South East (NW-SE). Data FMI dan core
dapat menjadi dasar dalam memperkirakan lingkungan pengendapan yang terdiri dari
2
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
shoreface, offshore transition , dan offshore. Perhitungan volumetric reservoir
dibagi dua bagian yaitu bagian dasar yang berkontak dengan Oil water Contact dan bagian
dasar yang tidak berkontak dengan Oil water Contact
Sumur eksplorasi pertama di lapangan ini, Beta-1 telah di logging tahun 2007, ke-3 sumur
eksplorasi lainnya Beta-2, Beta-3 dan Beta-4 telah di logging tahun 2009. Program logging dengan
menggunakan wireline dalam semua sumur ini sedikit berbeda. Dalam semua log konvensional sumur
Gamma Ray, Landasan Inn (PEX), Gamma Ray Spektroskopi Alam (NGS atau HNGS), dan Dipole
Shear Imager (DSI) ditebang.
TABEL 1 - Informasi data borehole environmental 4 sumur BETA
Well Name Beta-1 Beta-2 Beta-3 Beta-4
Drill Year 2007 2009 2009 2009
Well Type Vertical Vertical Vertical Vertical
Hole Type Open Hole Open Hole Open Hole Open Hole
Bit Size 17.5 and 12.25 in
12.25 and 8.5 in
12.25 and 8.5 in
12.25 and 8.5 in
Hole Deviation
0.0 0.0 0.0 0.0
Mud Type WBM (KCL Polymer)
WBM (Kla-Shield)
WBM (KCL Polymer)
WBM (Clay-Trol)
Mud Salinity
20.8 ppk NaCl @
1.115 ppk NaCl
90.0 ppk NaCl @ 12.25in
4 ppk NaCl
3
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
17.5in
60 ppk NaCl @ 12.25in
125.0 ppk NaCl @ 8.5in
Max Hole Temp* (C)
@ Btm Hole
79.5 80.0 78.8 78.7
*Informasi temperature lubang disediakan berdasarkan long term production test (LPLT) Beta 1
Data log disesuaikan dengan log referensi (HTNP, Resolusi Tinggi Thermal Neutron porositas
digunakan sebagai log referensi) jika kedalaman lapangan pencocokan oleh engineer itu memadai.
Resistivity, neutron porosity, densitas dan sinar gamma log dikoreksi sesuai kondisi lubang bor seperti
yang tercantum dalam Tabel.
TABEL 2 - Data Log di 4 sumur BETA
Well Name Beta-1 Beta-2 Beta-3 Beta-4Wireline Available
(SLB)Available
(SLB)Available
(SLB)Available
(SLB)Neutron
Density
PEX (TLD-HGNS)
PEX (TLD-HGNS)
PEX (TLD-HGNS)
PEX (TLD-HGNS)
Natural GR
Spectroscopy
NGS NGS NGS HNGS
4
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Resistivity HALS RT Scanner HALS and HRLA
RT Scanner
Accoustics DSI* DSI DSI DSIDip Image FMS FMI FMI FMI
NMR N/A N/A MR Scanner MR ScannerPressure
Fluid
Sampling
MDT MDT MDT MDT
* sonic log tidak mencakup interval login keseluruhan dalam sumur Beta-1
TABEL 3 - Sumur BETA, koreksi Enviromental
Tool Run Applied Environmental CorrectionHRLA (High Resolution Laterolog Array) Hole Size
Mud Salinity Invasion
HALS (High Resolution Azimuthal Laterolog Sond)
Borehole Correction Hole diameter : Caliper-Eccentered
HGNS (High-resolution Gamma Ray and Neutron Porosity Sonde)
Borehole Salinity Hole Size Mud Weight Formation Temperature and Pressure Tools Standoff Formation Salinity
TLD (Three Detector Litho Density tool) Hole Correction : Caliper
HNGS (Hostile environment Natural Gamma Ray Spectrometry Sonde) and NGS
KCl in the mud Open Hole
5
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
1.1 Resistivitas Air Formasi
Untuk lebih mendefinisikan salinitas air, salinitas air formasi telah dihitung. Perhitungan ini
dilakukan dengan terlebih dahulu menghitung jelas resistivitas air formasi menggunakan persamaan
Archie ( Rwa = Rt * ( ^m), kemudian menggunakan the borehole temperature pada setiap titik
untuk mengkonversi resistivity ke salinity air yang akan memiliki resistivitas pada suhu tersebut.
sampel Air diperoleh dari Beta-3 dan perbandingan sebagai berikut
TABEL 4 – Sampel air sumur BETA
Well Budi-1 Budi-1 Budi-3
Type of testingProduction
TestCased Hole MDT Dual Packer Open Hole MDT Dual Packer
Date 26-Oct-08 06-Oct-07 06-Oct-07 06-Oct-07 12-Dec-09 12-Dec-09 13-Dec-09Sample Depth 452 - 479 492 592 649 398 460 549Pump-out volume (liters) 46 127 22 110 180 82Est invasion volume (liters) 75 178 83Description (from LFA Tool) Water + Gas Water + Gas Water + Oil Water Water Water + Oil
Water Specific gravity 1.024 1.022 1.022 1.022 1.019 1.018 1.020Measured Resistivity @ 60oF 0.33 0.35 0.31Calc Resistivity @ 60 oF 0.33 0.33 0.37 0.39 0.36 0.37 0.34Equiv NaCl 21,892 21,893 19,130 18,263 21,689 20,359 23,197
6
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
1.2 Tempratur Formasi
Profil temperatur Bidang Beta berasal dari MDTs, data yang wireline dan LTPT yang LTPT
adalah data yang paling dapat diandalkan. Ringkasan profil temperatur digambarkan pada Gambar di
bawah
Persamaan saturasi air Indonesia digunakan untuk memecahkan saturasi fluida yang berbeda.
Pembentukan salinitas air dikategorikan untuk analisis petrofisika. Berdasarkan SP (Spontan Potensi)
membaca di sumur Beta-2, ditemukan bahwa salinitas air formasi sangat segar di bagian atas logging
sekitar 4.000 ppm NaCl, ke bagian tengah sedikit lebih garam sekitar 7.000 ppm NaCl dan pada
interval bawah didasarkan pada sampel air (22.000 ppm NaCl).
Faktor saturasi air Indonesia diberi nilai konstan. Berdasarkan informasi SCAL dari sumur
7
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Beta-4 itu dihitung untuk digunakan, "a" = 1, "n" = 2,12 dan "m" nilai yang akan dikategorikan, pada
bagian atas menjadi "m" = 2.0, bagian tengah "m" = 1,83 dan bagian bawah "m" = 2.14.
Porositas efektif dihitung dari respon kepadatan setelah tanah dan koreksi hidrokarbon
diterapkan. Sinar gamma digunakan untuk memperkirakan Vclay dan neutron untuk memperkirakan
densitas hidrokarbon. Porositas efektif dihitung dengan menggunakan rumus:
Phie = (RhoB - (Vclay * (RHOBclay - Rhoma)) - Rhoma) / (RHOF - Rhoma)
Porositas total dihitung dengan menggunakan rumus yang sama dengan pengecualian bahwa
densitas dry clay diganti densitas wet clay (RHOBclay). Densitas dry clay 2.70g/cc telah digunakan.
Shallow dan kurva resistivitas diubah ke Rt dan kurva micro resistivity ke Rxo. Logika selanjutnya
adalah untuk menciptakan sebuah “core constrained” model interpretasi log di Beta-4, dan kemudian
terapkan model ini ke sumur yang tersisa di mana inti tidak ada yang sama dengan asumsi reservoir
di seluruh sumur memiliki matriks yang serupa dan sifat tanah liat untuk interval buang biji.
Permeabilitas dihitung dari NMR log. Permeabilitas dari metode NMR merupakan fungsi dari
porositas dan ukuran pori, yang merupakan perbaikan besar atas metode estimasi permeabilitas
tradisional yang didasarkan hanya pada transformasi antara porositas dan permeabilitas. Perlu dicatat
bahwa kedua porositas dan permeabilitas producible diperkirakan meningkat dengan diameter pori.
Pori rasio diameter ukuran pori hampir konstan untuk sebagian besar batu pasir. Namun, perlu untuk
memiliki permeabilitas inti untuk koefisien kalibrasi untuk membangun sebuah model permeabilitas
8
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
lokal yang kuat, untuk mengurangi ketidakpastian pada diameter tenggorokan pori untuk rasio ukuran
pori.
NMR dan air garam pengukuran permeabilitas pada sampel inti telah menghasilkan beberapa
korelasi empiris. Model permeabilitas berikut ini disertakan dalam perangkat lunak pengolah MR
Scanner Geoframe:
Schlumberger-Doll Permeabilitas transform: KSDR=4*(T2LM)^2*(TCMR)^4
Timur-Coates Permeabilitas transform: KTIM=10^4*(FFV/BFV)^2*(TCMR)^4
permeabilitas NMR Timur-Coates dihitung dalam semua sumur Beta, dan dibandingkan
dengan data permeabilitas inti yang tersedia di sumur Beta-4. Data core permeabilitas dan
permeabilitas MR Scanner High Resolution pass menunjukkan kecocok dengan parameter utama
1.3 Porositas dan Permeabilitas Log VS Core
Terdapat kesesuaian yang bagus antara data log dengan core pada NOBP.
Estimasi volume clay menggunakan gamma ray dengan GR
minimum dan GR maksimum digunakan untuk menyesuaikan porositas
yang diturunkan dari log dengan porositas core di Beta 4. Di sumur lain,
9
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
GR min dan GR max dinormalisasi untuk memastikan estimasi kualitas porositas yang
bagus terhadap zona tanpa core. Usaha dilakukan untuk menghubungkan mobilitas
MDT dengan permeabilitas dari core utnuk diaplikasikan pada formasi yang belum dicore.
1.4 Plot Intepretasi Log
Plot interpretasi log untuk tiap sumur beserta data core (untuk Beta 4), top formasi
dan kontak fluida ditampilkan di bawah:
Figure 2-4 - Beta-1 Log Interpretation of Z380 sands (scale : 1/200)
10
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Figure 2-5 - Beta-1 Log Interpretation of Z450 sands (scale : 1/200)
Figure 2-6 - Beta-1 Log Interpretation of Z650 sands (scale : 1/200)
11
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Figure 2-7 - Beta-2 Log Interpretation of Z380 sands (scale : 1/200)
Figure 2-8 - Beta-2 Log Interpretation of Z450 sands (scale : 1/200)
12
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Figure 2-9 - Beta-2 Log Interpretation of Z650 sands (scale : 1/200)
Figure 2-10 - Beta-3 Log Interpretation of Z380 sands (scale : 1/200)
13
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Figure 2-11- Beta-3 Log Interpretation of Z450 sands (scale : 1/200)
Figure 2-12 - Beta-3 Log Interpretation of Z650 sands (scale : 1/200)
14
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Figure 2-13 - Beta-4 Log Interpretation of Z380 sands (scale : 1/200)
Figure 2-14 - Beta-4 Log Interpretation of Z450 sands (scale : 1/200)
15
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Figure 2-15 - Beta-4 Log Interpretation of Z650 sands (scale : 1/200)
1.5 Volume Shale (Vsh)
Pada umumnya shale dapat menurunkan harga porositas dan meningkatkan
saturasi air dimana akan mempengaruhi penggunaan metode untuk menghitung saturasi
air (Sw). Volume shale dihitung berdasarkan analisa log Gamma Ray.
Volume shale dihitung berdasarkan analisa kualitatif data LAS dengan persamaan
berikut :
16
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Vsh=(GR−GRclean)
(GRsh−GRclean)………………………………………….3.1
Dari hasil interpretasi ini nilai Volume Clay rata-rata setelah di cutoff yang di
dapatkan berbeda – beda untuk setiap lapisan
1.6 Saturasi Air
Sejumlah plug dari core Beta 4 digunakan untuk penentuan
formation factor dan analisis resistivity index. Saturasi air diturunkan dari
persamaan Indonesian (m = 2, n= 1.8 untuk Z380 dan Z450, n = 2.14
untuk Z650). Asumsi ini telah dicek ulang dengan hasil SCAL
1.7 Penentuan Top, Bottom dan Thickness
Dari table geologi yang tertera dapat ditentukan top dan bottom masing – masing
zona dari tiap – tiap sumur seperti yang dapat dilihat pada table berikut :
ZONETOP BOTTOM
BETA 4
BETA 1
BETA 2
BETA 3
BETA 4
BETA 1
BETA 2
BETA 3
Z380 364 368 391 386 374 378 401 397R10 387 391 415 410 390 394 417 412
Z450 428 432 453 446 458 461 486 481Z550 523 526 550 541 537 542 566 563Z650 631 635 664 669 656 659 690 689
17
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
ZONETHICKNESS
BETA 4
BETA 1
BETA 2
BETA 3
Z380 10 10 10 11R10 3 3 2 2
Z450 30 29 33 35Z550 14 16 16 22Z650 25 24 26 20
1.8 Net To Gross
Nilai net to gross (NTG) ratio yang digunakan untuk static
modeling dan perhitungan volumetrik ditunjukkan pada tabel di bawah :
Tabel 4 - Cutoff dan Average Net To Gross
Zone
Cut off Average NTG, %
Vsh, %
PhiE, %
Sw, %
Z380
55 17 76 56
R10 55 17 76 44
Z450
55 14 76 55
Z550
55 14 76 52
18
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Z650
55 18 76 35
Porositas dan saturasi air rata- rata yang digunakan static modeling dan perhitungan
volumetrik ditunjukkan pada tabel di bawah :
Tabel 5 - Porositas dan Sw Rata- Rata
ZoneAverage
PhiEAverage
SwZ380 17% 60%R10 15% 60%Z450 17% 69%Z550 16% 70%Z650 15% 70%
1.9 Penentuan Porositas dan Permeabilitas
Batuan karbonat memiliki nilai ekonomi yang penting, sebab mempunyai
porositas yang memungkinkan untuk terkumpulnya minyak dan gas alam, terutama
19
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
batuan karbonat yang telah mengalami proses dolomitisasi, sehingga hal ini menjadikan
perhatian khusus pada geologi minyak bumi. Keunikan batuan karbonat adalah
porositasnya dipengaruhi oleh diagenesa batuan tersebut. Penentuan porositas tiap –
tiap sumur diawali dengan interpretasi data LAS, yang dilanjutkan dengan merata-
ratakan hasil yang didapat, kemudian diperoleh porositas efektif lapisan-lapisan
tersebut. Porositas efektif mengacu pada jumlah ruang pori yang berhubungan per
volume total batuan, yaitu ruang yang tersedia untuk penetrasi fluida. Hasil perhitungan
pororsitas tiap zona sebagai berikut :
ZONE AVERAGE PhiE
Z380 17%
R10 15%
Z450 17%
Z550 16%
Z650 15%
Rumus Porositas effective :
20
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
∅ effective=( ρ b−(V sh x ( ρ bclay−ρ ma ) )−ρ ma)
(ρ f−ρ ma)
Dimana terlebih dahulu nilai ρb dikoreksi dengan rumus :
ρ b=ρ f .∅+ ρ ma(1−∅ )
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukan
kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Permeabilitas batuan
merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar pori – pori dalam batuan.
Permeabilitas batuan reservoir dapat berkisar 0,1 sampai 1,000 md atau lebih. Batuan
reservoir yang memiliki permeabilitas1 md dianggap ketat, hal ini dapat dijumpai pada
batuan gamping.
Faktor yang mempengaruhi permeabilitas salah satunya adalah bentuk dan
ukuran batu, jika batuan disusun oleh butiran yang besar, pipih dan seragam dengan
dimensi horizontal lebih panjang, maka permeabilitas horizontal (kh) akan lebih besar.
Sedangkan permeabilitas vertical (kv) sedang - tinggi. Jika batuan yang disusun
berbutir dominan kasar, membulat dan seragam, maka permeabilitas akan lebih besar
21
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
dari kedua dimensinya. Permeabilitas untuk reservoir secsara umum lebih rendah,
khusunya pada dimensi vertikalnya, jika butirannya berupa pasir dan bentuknya tidak
teratur. Sebagian besar reservoir minyak seperti ini..
Permeabilitas formasi bisa diketahui melalui pembacaan kurva permeabilitas
yang terdapat pada track 2 data log ELAN. Disana terdapat kurva permeabilitas yang
menunjukkan nilai permeabilitas masing-masing fluida (permeabilitas efektif) dan
permeabilitas absolut.
Adapun rumus Timur Coates yang saya gunakan untuk mendapatkan harga
permeabilitas:
Dimana:
KTIM = Permeabilitas Timor – Coates
FFV = Free-Fluid Volume
BFV = Bound-Fluid Volume
TCMR = Total (CMR) Porosity
Sehingga didapatkan harga permeabilitas sebagai berikut:
ZONE BFV FFV
Z-380 0.102 0.23
R-10 0.09 0.25
Z-450 0.1173 0.14
Z-550 0.112 0.14
22
Timur-Coates Permeabilitas transform: KTIM=10^4*(FFV/BFV)^2*(TCMR)^4
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Z-650 0.105 0.15
ZONEAVERAGE PhiE
(%)AVERAGE SW
(%)Permeability
(K)Z-380 0.17 0.6 1.642632295R-10 0.15 0.6 0.6561Z-450 0.17 0.69 5.863212551Z-550 0.16 0.7 4.194304Z-650 0.15 0.7 2.480625
23