Pak BG, Thanks banget untuk detil pencerahannya. Sangat bermanfaat sekali dan gampang dicerna. Kalo boleh saya ingin mengajukan pertanyaan lagi (ini kalo boleh lho). 1. Dalam kondisi seperti apa water wet atau oil wet itu terjadi. Apa bisa berpijak dari pore geometri misal untuk karbonat adanya isolated vug, fracture atau micro-porosity seperti chalky dan sebagainya.
2. Adakah metode (log dan atau core analysis) untuk mengetahui apakah reservoir itu ada di situasi water wet atau oil wet. Saya pernah mendengar bahwa perbedaan wettability tersebut dapat ditentukan (salah satunya) oleh log NMR. Kata yang jual alat ini, oil wet akan dicirikan oleh adanya shifting T2 distribuation dari short menjadi long. Artinya bahwa short T2 mencirikan adanya waktu polarisasi yang sangat singkat (di bawah 3 ms) mencirikan adanya clay bound water dan kalo Log T2 akan mencirikan adanya hidrocarbon yang mempunyai waktu polarisasi jauh lebih lama. Namun begitu, si penjual juga mewanti wanti, asumsi ini akan cukup reasonable kalo ternyata ada atau hampir tidak ada distribusi T2 yang berada di bawah 3 ms. Kata dia lagi, harus hati hati diterapkan di carbonate mengingat distribusi pore geometri yang cukup beragam. Long T2 distribution bisa aja mencirikan adanya vuggy porosity. Tolong dong pencerahannya lagi .... trims sebelumnya. Salam Shofi On 12/11/06, BAMBANG GUMILAR <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
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 Shofi
