Pak Shofi, Untuk QC MDT pressure data bisa dilakukan sbb : 1) Lihat build-up curvenya, build-up yg cepat lebih meyakinkan validitasnya (berhubungan dengan mobilitas), maaf di meja saya tidak ada pressure chartnya jadi gak bisa kasih tau berapa psi/sc yg dianggap cepat itu 2) Nilai mobilitinya, lebih dari 1 umumnya valid. 3) Waktu yg pendek untuk mencapai kestabilan pressure juga lebih meyakinkan validitasnya, yg pasti kalau pressure naik terus secara perlahan dan mendekati mud pressure artinya supercharge. Tapi kalau pressure naik cepat dan stabil pada nilai tinggi artinya high formation pressure 4) Hati2 pada pressure test bottom-up, karena menstabilkan temperatur ke arah yg lebih rendah relatif membutuhkan waktu lebih lama dari sebaliknya. Bandingkan Mud Pressure before dg after test untuk mengetahui apakah temperatur alat sudah stabil. 5) Benar, kalau dari LFA sudah menunjukkan formation fluid, yg pasti tidak terjadi supercharge 6) Kalau LFA menunjukkan (100%) mud filtrate, maka kita tidak bisa mengetahui formation fluidnya 7) Kalau Pressure datanya valid, maka kalau 2 reservoir dengan komposisi fluid yg sama memiliki pressure regime yg berbeda maka keduanya terpisah oleh permeability barrier. Hati2 dg komposisi fluid yg berbeda secara vertikal, karena keduanya bisa memiliki pressure regime yg berbeda walaupun connected. Pressure regime diketahui dengan unit pressure dalam equivalent density
Semoga bermanfaat. A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone : (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -----Original Message----- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 6:45 AM To: [email protected] Cc: Shofiyuddin Subject: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang memperhatikan efek histerisis? Untuk melakukan interpretasi seperti penentuan gradien, saya juga membandingkannya dengan data dari OFA/LFA dan PO sample. Kalo yang keluar adalah HC, saya berkeyakinan data itu valid dan bagus, adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? Nah kalao yang keluar itu filtrate, adakah cara yang harus dilakukan untuk mengetahui jenis HC atau formation fluid nya? Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? Pitfall apa sajakah yang diperlukan untuk interpretasi pre-test ini. Maaf kebanyakan nanya, soale lagi dikejar deadline ... thanks sebelumnya? kalo ada paper atau reference, bolehlah kirim lewat japri .... -- Salam hangat Shofi --------------------------------------------------------------------- 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 ---------------------------------------------------------------------
