Bagaimana kalo dihitung movable hydrocarbon saturationnya dulu? Dengan mengetahui saturasi air di invaded zone, yang biasanya digunakan untuk memperkirakan jumlah HC yang di-flush selama proses invasi, mungkin bisa dihitung movable hydrocarbon saturationnya.
-ds- ________________________________ From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Monday, May 14, 2007 8:00 AM To: [email protected] Subject: Re: [iagi-net-l] Kriteria penempatan sumur horizontal Wah, tambah menarik diskusinya.... terima kasih untuk semuanya. Ada satu hal yang masih mengganjal tentang masalah air yang keluar pada saat produksi (water coning?). Menurut saya ada dua hal yang yang menyebabkan adanya water coning, yaitu : 1. Water coning adalah air yang masuk dari water leg (SW mendekati 100% dengan asumsi semua parameter bagus) yang masuk kedalam zona minyak dengan saturasi hidrokarbon yang tinggi. 2. Water coning (apakah tepat istilahnya?water cut?) yang berasal memang dari zona dimana hidrocarbon diproduksi yang kita kita kenal sebagai movable water dimana Swnya mungkin tidak terlalu besar tapi masih ada hidrokabonnya. Pertanyaan saya, masih adakah pendekatan secara petrophyisics untuk menentukan lokasi drilling horizontal sectionya? saya coba coba menggunakan pendekatan konsep BulkVolumeWater (BVW) dengan crossplot buckle plot dimana pada angka kisaran BWV tertentu (tergantung particle size dan jenis facies kalo di limestone), air yang terikat dalam pori batuan merupakan air yang irreducible sehingga tidak akan terproduksi ke atas. Sayangnya zona ini Swirr ini sangat tipis dibandingkan dengan transition zone dimana minyak dan airnya ada bersama sama di satu tempat. Ada yang bisa menambahkan lagi? On 5/13/07, Adi Trianto <[EMAIL PROTECTED]> wrote: Sedikit tambahan, Bbrp field besar di offshore saudi (nothern field), spt Zulf, Safaniya dan Marjan, untuk reservoir yang ada gas cap/secondary gas cap, untuk geosteering welldesignnya sekitar 10 ft TVD dibawah GOC (tebal reservoir rata2 sekitar 25-35 ft). Brrp field di onshore, terutama untuk PWI wells di reservoir karbonat Arab A, Arab B, Arab C dan Arab D ntuk wellplacement sekitar 35-40 ft TVD diatas zone TAR, ini berdasarkan dari engineering calculation. Adi On 5/13/07, oki musakti <[EMAIL PROTECTED] > wrote: Shofi, Tergantung hasil dynamic modeling seperti penentuan drive nya apa, berapa rate sedotannya dll. Kalau kuatir water coning ya ditaruh agak diatas, kalau kuatir gas ya turun agak kebawah. Kalau di dekat OWC ada tar mat, ya ditaruh persih diatasnya juga gak masalah.In short gak ada rule of thumb yang bisa dipakai dalam semua keadaan. Cheers Oki Shofiyuddin <[EMAIL PROTECTED]> wrote: rekans, barangkali ada yang mau share tentang kriteria penempatan posisi sumur horizontal terhadap kedudukan GOC and OWC. Kalo sumur tersebut memiliki kedua jenis kontak tersebut, kriteria apakah yang dipakai untuk menempatkan posisi sumur horizontalnya, misal : 1. untuk sumur minyak, apakah sumur horizontal harus berada di tengah tengah antara OWC dan GOCnya? apakah tidak mendekati salah satu kontaknya? kriteria apa yang dipakai untuk itu. 2. konsekuensi apakah yang harus ditanggung dengan penempatan sumur tersebut diatas. Apakah kalo dekat dengan OWC akan terjadi water coning yang cepat? apakah kalo dekat dengan GOC akan terjadi penurunan produksi minyaknya? dsb dsb .. 3. bagaimana kita tahu drive mechanism suatu sumur apakah itu water drive atau gas cap drive atau solution? apakah ada hubunganya dengan penempatan sumur orizontalnya? terima kasih sebelumnya. salam shofi ________________________________ Ready for the edge of your seat? Check out tonight's top picks <http://us.rd.yahoo.com/evt=48220/*http:/tv.yahoo.com/> on Yahoo! TV. -- Salam hangat Shofi
