Draft Dimas Bidang Penilaian Formasi

UNIVERSITAS TRISAKTI

PLAN OF DEVELOPMENT (POD)


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




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




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




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




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




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




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




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




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




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






11






12






13




Figure 2-11- Beta-3 Log Interpretation of Z450 sands (scale : 1/200)


14






15





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




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




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




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




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




∅ 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




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




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

Draft Dimas Bidang Penilaian Formasi

Documents

Transcript of Draft Dimas Bidang Penilaian Formasi