Informasi tentang Wettability/ kebasahan menjadi penting jika kita akan mengukur tekanan kapiler batuan untuk memodelkan perubahan saturasi fluida di batuan tersebut. Secara genesis (kita sering keliru menulisnya sebagai genesa, padahal kita menulis thesis = tesis tidak tesa khan?) semua batuan reservoir (klastik maupun karbonat) pada awalnya memiliki sistem basah-air. Karena media pengendapan yang umum (kecuali aeolian) adalah air (laut, danau, sungai) tidak ada batuan sedimen yang terendapkan dan terbentuk di danau/lautan minyak. Hanya pada saat migrasi hidrokarbon ke pori-pori batuan menyebabkan kebasahannya berubah. Kebanyakan minyak bumi mengandung senyawa berkutub (polar compounds) yang dapat mengubah kebasahan batuan dari suka-air ke suka-minyak atau ke kondisi campuran (mixed wettability). Jadi asumsi awal adalah bahwa reservoir itu basah-air dan langkah inisiasi dalam pengukuran tekanan kapiler di laboratorium adalah dengan "membasahi" sampel dengan "wetting fluid". Sampai sampelnya tersaturasi penuh (fully saturated).Untuk sistem merkuri - udara (Hg-air), udara adalah "wetting phase"-nya. Jika sudah tersaturasi penuh (jenuh), langkah Pertama adalah menginjeksikan fluida "non-wetting" dengan sedikit demi sedikit menaikkan tekanan injeksinya. Volume "wetting fluid"yang terdesak keluar dari rongga pori diukur dan dipadankan dengan harga tekanan yang bekerja. Tekanan dan volume "non-wetting fluid"ditingkatkan terus hingga "semua" fluida (wetting) yang berada di batuan terdesak keluar. Siklus ini disebut "Drainage", yang dianalogikan dengan cara hidrokarbon mendesak air di batuan. Tetapi, walaupun dipaksa sehebat apapun oleh penjajah eh... "non-wetting fluid" tadi, masih ada segelintir "wetting fluid" yang bertahan di batuan. Air sisa ini lah yang populer disebut sebagai "Irreducible Water". Langkah kedua adalah proses "Imbibition"(minum). Karena berkuranganya perbedaan tekanan antara fase "wetting" dan "non wetting", maka sebagian wetting fluid akan kembali memasuki rongga pori batuan secara alamiah. Fenomena ini dianalogikan dengan kejadian jika kita memproduksi hidrokarbon di atas oil-water contact-nya. Secara perlahan air akan bergerak ke atas menggantikan minyak yang terproduksi - sering disebut coning atau cresting (di sumur horizontal) Langkah ketiga adalah proses "Forced Imbibition" (minum kepaksa (^_^) he..he..he..). Dimana tekanan dari "wetting phase" dinaikkan lebih tinggi daripada "non-wetting"-nya dan memaksa batuan meminum lagi air yang tadi sudah dipaksa keluar sehingga "non-wetting" diusir lagi dari rongga pori batuan. Jika dilakukan terus sampai tidak ada "non wetting fluid" yang bisa mengalir keluar lagi. Walaupun begitu sebagian "penjajah/non-wetting" ini masih ada yang jatuh cinta dan kawin dengan pribumi di batuan tersebut. Kondisi ini dianalogikan dengan memproduksi minyak dari zone yang sudah "depleted". Seperti, memaksa tetes-tetes minyak terakhir keluar dari Bekasap Sands di Minas Field dengan waterflood. End-point dari Imbisisi Paksa dapat dianggap sebagai cara yang paling baik untuk mengestimasi residual hydrocarbon saturation, Sor. Lebih jauh lagi adalah proses "Secondary Drainage", analoginya adalah injeksi gas yang mendesak OWC yang sudah naik untuk turun ke level semula atau bahkan lebih rendah dari OOWC-nya. Baiklah, sekarang kita tarik benang merah diskusi OBM vs WBM untuk coring. 1. Jika interval yang akan di-core adalah water bearing dan jelas-jelas water wet. Maka WBM adalah pilihannya. 2. Jika interval yang akan di-core adalah " fully oil saturated, virgin oil bearing", tapi batuannya basah air (water wet), maka pemakaian OBM tidak akan mengubah wettability-nya. Karena minyak di batuan sudah jenuh, tidak ada peluang buat filtrat OBM untuk menggusur Irreducible Water-nya. Sebaliknya jika batuannya oil-wet, maka filtrat OBM akan "memperkaya" recharge minyak di dalam rongga pori. Kebasahan tidak akan berubah, hanya Initial Oil Saturation-nya yang berubah. Penggunaan WBM akan sedikit mengganggu keseimbangan minyak-air yang ada. Tambahan filtrat WBM akan memaksa batuan berada pada tahap "Forced Imbibition". 3. Jika intervalnya "Depleted Oil Zone" maka penggunaan OBM dan WBM tidak ada yang 'favourable'. Karena jika pakai OBM, maka reservoir akan mengalami "Forced Drainage"dan jika pakai WBM, akan terjadi "Forced Imbibition". Teknologi low-invasion belum jadi no-invasion coring. Jadi, coring company juga tidak berani jamin bahaw tidak akan ada invasi filtrat ke core-nya. Jika kita mau tahu Variasi KEBASAHAN, maka artinya kita ingin mengukur tekanan kapiler dalam sistem basah-air. Biasanya sampel yang akan diukur, dibuat menjadi sistem Minyak-Air dan dianggap dalam kondisi "sedang berimbibisi" akibat invasi mud filtrat OBM/WBM. Sebelum dilakukan pengukuran tekanan kapilernya, sampel core selalu harus berada dalam kondisi "Aged". Proses "Ageing" mengacu pada cara men-saturasi-kan sampel batuan dengan "live crude" atau bisa juga minyak sintetis untuk mensimulasi pengembalian keadaannya seperti pada saat Primary Drainage terjadi (awal migrasi minyak ke batuan dengan mendesak airnya keluar). Proses ini bisa berlangsung berminggu-minggu (4 ~ 5 minggu). Baru Langkah Pertama di atas dilakukan. Nah jika reservoir di Central Sumatra rata-rata sudah depleted, penggunaan OBM atau WBM untuk mem-preserve wettability-nya (hese nya nulis istilah inggris di indonesia keun) tidak begitu berpengaruh. Yang penting proses "ageing"-nya yang lebih diperhatikan. Tetapi, sepengetahuan saya, penggunaan OBM di Sumatra (khususnya untuk Telisa Sands) lebih kepada isu seputar keberadaan mineral lempung, smectites/montmorilonites and the gangs daripada isu tentang basah-basahan ini. My two cents from Brunei. Semoga bisa membantu Rai Barkah mendesain coring program-nya. Wassalam, -bg [EMAIL PROTECTED] wrote:
Pak shofiyudin, Pengukuran wettability pada core yang dikontimanasi (OBM) menjadi kurang tepat, itu karena adanya perubahan yang sangat besar pada interaksi fluida dengan matrix batuan dalam pori2 corenya, Batuan yang pada awalnya water wet condition akan berubah menjadi oil wet condition, sehingga pengukuran wettability jadi tidak tepat.. Terlebih pada sandstone yang mempunyai permeability besar, tentunya akan semakin besar displacement dari fluid insitu nya. Dampak tersebut akan berkurang bila menggunakan WBM. Salam Romdoni Shofiyuddin 12/08/2006 05:26 PM Please respond to iagi-net To: [email protected] cc: Subject: Re: [iagi-net-l] Coring @ Directional Well Mas Rhomdoni, Bisa dijelaskan lebih lanjut hubungan antara WBM dengan Wettability analisis? Trims sebelumnya. Shofi On 12/8/06, [EMAIL PROTECTED] wrote: > > > > Mas amir, > Pakai WBM lebih bagus tentunya jika memungkinkan, misalkan core yang akan > di cut di sand yang tebal, jadi corenya 100% sand. > Kalau ada shale yang potensial untuk jd problem atau problem2 lainnya > tentunya OBM menjadi pilihan. > Karena menurut orang lab, core dng WBM lebih mudah dan akurat untuk > dianalisa untuk wettability. > Pemakaian WBM bukan berarti peningkatan recovery tapi hanya berpengaruh > dalam hal analisisnya. > > Tetapi kalau kita menggunakan low invasion core head, masalah mud bukan > jadi masalah besar lagi. > > Selamat weekend. > > > > > > > > "Amir Al Amin" > 12/08/2006 04:21 PM > Please respond to iagi-net > > > To: [email protected] > cc: > Subject: Re: [iagi-net-l] Coring @ Directional Well > > > > > > > Memakai WBM menurut saya kok malah beresiko, > pengalaman coring terakhir, recovery cuma 20%, > padahal sudah hati-hati, > usut punya usut, dicurigai WBM sebagai biang keladinya. > > karena sewaktu coring, ada shale yang terpotong, nah shale ini > mengembang di dalam core barel, (karena pakai water base mud), jadinya > sand dibawahnya nggak bisa masuk ke dalam core barrel, istilahnya > ngejam ... > > > > On 12/8/06, [EMAIL PROTECTED] wrote: > > > > > > Oh begitu ceritanya, > > Sekedar saran, > > Kalau corenya mau dianalisis untuk permeability dan wetability sebaiknya > > dipakai core head yang low invasion, karena mud invasion akan > mempengaruhi > > nilai kedua pengukuran tersebut. > > Pemakaian WBM sudah sangat tepat, Karena pemakaian WBM (jika > memungkinkan) > > jauh lebih bagus dari OBM untuk coring. > > Untuk consolidated sand, alumunium dan resin sudah memadai. > > Btw, service company nya apa ? karena tiap company berbeda jenis > alumunium > > ICB nya. > > > > > > > > > > "Barkah, Raden (rbarkah)" > > 12/08/2006 02:34 PM > > Please respond to iagi-net > > > > > > To: > > cc: > > Subject: RE: [iagi-net-l] Coring @ Directional Well > > > > > > > > > > > > > > Menarik dan sedikit menantang tentunya mas Romdoni :) > > Tadinya kita berharap bisa dengan vertikal well, selain relatif lebih > > mudah operasionalnya juga tingkat keberhasilannya lebih tinggi. Tetapi > > kita terkendala dengan masalah pembebasan lahan (LI) disamping itu kita > > mencoba untuk menghindari fault. > > Berdasarkan praktek sebelumnya, untuk drilling parameter kita biasa pake > > WBM (berat lumpur 8-9 ppg), > > conventional core head, ICB-nya pakai alumunium dan handlingnya pakai > > resin. > > Sebagai informasi, Formasi yang akan di coring termasuk consolidated > > sand. > > Dengan kondisi reservoir seperti ini kira2 apa yang mesti di improve ya? > > > > > > Trims, > > Rai Barkah > > > > -----Original Message----- > > From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] > > Sent: Friday, December 08, 2006 1:21 PM > > To: [email protected] > > Subject: Re: [iagi-net-l] Coring @ Directional Well > > > > > > > > Wah menarik nich, karena saya juga belum pernah melakukan directional > > coring. > > > > Apakah adahal teknis tertentu, sehingga harus coring dengan directional > > well type? kecuali memang disengaja agar coring BHA tegak lurus dengan > > kemiringan formasinya. Karena dengan directional, pasti akan mengurangi > > true thickness dari reservoir yang akan di coring. > > Mungkin menurut saya, secara operational tidak akan ada bedanya antara > > vertical dan directional coring, hanya drilling parameter saja yang > > harus lebih diperhatikan. > > Hal2 yang harus diperhatikan; > > - jenis mud (WBM or OBM), > > - core head (conventional or low invasion) > > - inner core barel (allumunium atau fiberglass) > > - handling on surface (resin or gypsum) Semua akan sangat tergantung > > pada BHT dan jenis formasi yang akan di coring (apakah temasuk > > consolidated atau unconsolidated), dan yang terpenting juga, analisis > > apa saja yang akan dilakukan di laboratorium. > > > > Rasio? nanti sharing yach hasilnya. > > > > > > Best Regards, > > ROMDONI > > Operation Geologist > > Eni Indonesia > > > > Phone: 021-52997254 > > HP: 081381877717 > > Email: [EMAIL PROTECTED] > > > > > > > > > > > > > > "Barkah, Raden (rbarkah)" > > 12/08/2006 11:00 AM > > Please respond to iagi-net > > > > > > To: > > cc: > > Subject: [iagi-net-l] Coring @ Directional Well > > > > > > > > > > > > > > Dear Iagi-netter yth, > > Mohon sharing pengalaman dari rekans semua. > > Kita ada rencana untuk melakukan pengambilan core (coring) pada sumur > > direksional (kemungkinan slanted/J type tapi bisa juga S type), dgn > > kemiringan sudut +/- 15-20 deg. Kira-kira apa saja yang perlu > > diperhatikan agar recovery core tsb sesuai harapan (> 80%)? > > Dan meminimalisasi kendala yg mungkin terjadi saat operasionalnya? > > Berapa ya sukses rasio-nya dibanding vertical well. > > > > Terima kasih > > > > kind regards, > > > > Rai Barkah > > yglagibelajarcoring > > > > > > > > --------------------------------------------------------------------- > > ----- PIT IAGI ke 35 di Pekanbaru, 20-22 November 2006 > > ----- detail information in http://pekanbaru2006.iagi.or.id > > --------------------------------------------------------------------- > > 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 > > --------------------------------------------------------------------- > > > > > > > > > > > -- > *********************************** > Amir Al Amin > Operation/ Wellsite Geologist > (62)811592902 > amir13120[at]yahoo.com > amir.al.amin[at]gmail.com > ************************************ > > --------------------------------------------------------------------- > ----- PIT IAGI ke 35 di Pekanbaru, 20-22 November 2006 > ----- detail information in http://pekanbaru2006.iagi.or.id > --------------------------------------------------------------------- > 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 > --------------------------------------------------------------------- > > > -- Salam hangat Shofi --------------------------------- Lelah menerima spam? Surat Yahoo! mempunyai perlindungan terbaik terhadap spam. http://id.mail.yahoo.com/
