Wah... diskusinya sudah berkembang lebih luas sampai ke aspek politis, Ops.
Geo. vs Petrophysicist. Biar tidak bias, saya kembali ke email pertama dari Mas
Syofi dan menambahkan beberapa hal teknis saja.
1. QC pada saat akuisisi data:
Sebaiknya diawasi langsung oleh Ops. Geo atau Petrophysicist. Pastikan tool
sudah "stabilized" sebelum pengukuran dilakukan. Stabilisasi biasanya dilakukan
di dekat casing shoe selama 20 - 30 menit. Jika sumurnya dalam, stabilisasi
dapat dilakukan lagi di dekat titik pertama.
Kriteria stabil yang punya arti fisis adalah dengan pendekatan persamaan
diferensial, dP/dt, perubahan Tekanan terhadap perubahan waktu. Minta Logging
Engineer (Schlumberger/Halliburton/Atlas/etc.) untuk menampilkannya di layar
monitor di logging unit.
* dP/dt < 0.05 psi/mnt adalah 'default value' untuk pengukuran yang akurat.
* 0.05 <dP/dt< 0.1 psi/mnt adalah harga kompromi jika 'differential sticking'
dan 'stuck tool' menjadi isu.
Hal yang sama diterapkan juga untuk pengukuran hidrostatik pra, pasca dan
saat pengambilan tekanan/samping.
2. Data tekanan yang tidak segaris dengan gradien-nya:
Tipikal kelebihan kita para 'ahli kaji bumi' (geologist) adalah menjelaskan
sesuatu dengan jelas sering dengan sangat jelas sekali tapi sukar
mengkuantifikasikannya. Sebelum berargumen banyak tentang interpretasi apakah
ada 'depletion', jenis fluida dan 'non connected sands', saya cenderung melihat
datanya dulu.
Data tekanan diambil dalam waktu dan alat yang berbeda. Seperti yang
diungkapkan Mas Syaiful, tool vintages bisa menimbulkan perbedaan ini. Coba mas
Syofi lihat satuan yang dipakai dalam setiap data RFT/MDT. Apakah data tersebut
menggunakan satuan yang sama, psia atau psig?
Perbedaan dua unit tersebut (absolute dan gauge) sekitar 1 atm atau ~ 14.69
psi. Gauge lebih tinggi 1 atm daripada Absolute. Silahkan lihat di Google apa
psia dan psig itu atau klik http://en.wikipedia.org/wiki/Pressure
Wassalam,
-bg
Shofiyuddin <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
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
---------------------------------
How low will we go? Check out Yahoo! Messengers low PC-to-Phone call rates.
