Mungkin yg menyampaikan itu Dr Roberto Aguilera. Seperti yg dia sampaikan persis seperti apa kata pak bambang satya murti kemukakan. Secara praktis, tidaklah mudah menghadapi naturally fractured reservoir. Kalau menurut Nelson, tingkat produktivitas dari reservoir ini sangat tergantung dari porosity dan permeabilitynya, baik itu utk matriks dan fracturenya. Dia menggolongkan kepada type I, II, III dan IV. Untuk kasus dimana basement sebagai entrapment HC, mungkin tidak akan ada matrix porosity, tetapi akan didrive oleh porosity fracture network.
Kalau dari semua study telah dilakukan (baik itu 3D seismic, image log sumur samping) dan kita sudah yakin dengan existnya fracture didaerah dimana sumur di bor, dan saat mem bor pun yakin terdapat mud losses sebagai indikasi yg bagus dari fracture reservoir tapi setelah dilakukan DST atau mini test, ternyata tidak sesuai dengan hasil yg diinginkan. Apakah direkomendasikan utk dilakukan frac job atau stimulation atau sebaiknya di lakukan side track untuk lebih memotong fractured network? Saya tidak tahu, manakah yg lebih ekonomis dari keduanya? Dari yg saya baca, sebagian besar naturally fractured reservoir, ditakutkan pore-nya malah akan tertutup jika dilakukan frac job atau bahkan akan menyebabkan water coning lebih cepat akibat fracture tsb lebih terbuka dan bersentuhan langsung dengan water formation. Jadi bagaimanakah cara yg lebih baik utk meng optimumkan produksi utk naturally fractured reservoir? suwun, SL Pada tanggal 09/06/07, Bambang Satya Murti <[EMAIL PROTECTED]> menulis:
Migrasi kearah down dip? Mungkin case yang jarang terjadi, tetapi bukannya tidak mungkin. Menarik untuk didiskusikan. Pernah baca salah satu paper jaman dulu di AAPG (sekitar tahun 55an). Casenya basement high di Mexico. Disitu author (lupa namanya) berpendapat bahwa proses pe-retak-an basement high yang terjadi setelah "entrapment" dari hidrokarbon-nya terjadi (jadi, fracture-nya terbentuk post HC migration) akan membuat semacam negative pressure chamber dibawah, dan akan "menyedot" HC yang telah terakumulasi dilapisan diatasnya. Tentu saja ini memerlukan conduit yang menghubungkan antara basement tersebut dengan reservoir yang berada diatasnya. Jadi, sifatnya adalah secondary atau bahkan tertiary migration, tergantung dari sudut pandang yang mana. Bambang. ---------[ Received Mail Content ]---------- *Subject : *Re: [iagi-net-l] Tanya Naturally Fracture Reservoir *Date : *Thu, 31 May 2007 03:24:21 -0700 (PDT) *From : *Bambang Pujasmadi <[EMAIL PROTECTED]> *To : [EMAIL PROTECTED] Menurut saya, naturaly fracture reservoir tidak harus selalu dual porosity. Pada sandstone atau limestone yang vuggy mestinya dual porosity, tapi pada basement granit atau limestone yang crystaline bisa saja single porosity. Kalibrasi permeability bisa saja dari core, tapi perlu diingat bahwa permeability core hanya untuk microfracture. Kita tidak pernah bisa kalibrasi macro fracture atau bahkan big open facture, yang justru diharapkan memiliki kontribusi terhadap produksi HC, dari core karena kita jarang bisa mendapatkan core yang highly fartured. Kalau ada well test data, bisa digunakan kH. Untuk source rock dibasement sulit dipahami kalau migrasi dari atas. Migrasi tetap updip atau lateral, tentunya dari batuan yang secara stratigraphy lebih muda, tapi tidak harus di atasnya. Jadi pada saat migrasi, merupakan basement high. Fractured reservoir umumnya terdpat pada batuan yang ductile. Pada soft sand misalnya, kalau terjadi fracture maka kecil kemungkinan membentuk fracture reservoir karena akan sealed. Dengan demikian, logikanya frac job akan berfungsi dengan baik untuk meningkatkan permeability. Penentuan lokasi sumur di zona fracture memang sulit, karena pada dasarnya sangat sulit memprediksi distribusi fracture. Yang biasa kita lakukan adalah mencoba menggenaralisir arah fracture dari data sumur, yang kemungkinan faktor kesalahnya sangat besar. Yang kita ukur di sumur paling hanya 8", hanya memotong beberapa fracture, tapi seolah-olah kita sudah punya justifikasi untuk menebak penyebaran fracture di seluruh lapangan. Kita juga tidak pernah tahu kontinuitas dari fracture tersebut. Kesalahan lain yang sering kita lakukan bahwa kita sering didefinisikan conductive fracture sebagai open fracture. Kenyataannya tidak semua conductive fracture adalah open fracture. Major fracture yang sesungguhnya umumnya berupa open fault atau open minor fault, karena secara geometri diharapkan penyebarannya akan lebih luas dan berhubungan. Soal mineralisasi, sangat spesifik untuk daerah tertentu. Tentunya dia tidak pilih pilih dipuncak atau di sayap. Kalau kondisinya memungkibnkan, akan terjadi mineralisasi di semua fracture. Mungkin karena di puncak struktur abnyak open fracture, mineralisasi banyak terjadi di sana. Pemahaman tentang strain-strass analysis, data PLT, record data waktu drilling (lost circ, drilling break dll), data interference test dll akan sangat membantu memahami daerah mana yang yang diharapkan merupakan zona fracture. Tentu saja, sumur diusahakan menembus sebanyak mungkin open facture agar mencapi produksi yang optimal. Salam pujas Sandrya Laksana wrote: Maaf ingin bertanya soal naturally fracture reservoir. Beberapa literature yg saya baca tentang naturally fracture reservoir, dalam hal ini main porosity matrix dan secondary posority adalah fracture, apakah dalam perhitungan petrophysics utk kondisi naturally fracture reservoir, seyogyanya kita menggunakan dual porosity model? Bagaimanakah dengan perhitungan permeabilitynya? Adakah cara praktis melalui log selain tentunya uji core dilaboratorium. Ada pula kasus dengan target drilling basement rock, fracture sangat berperan penting untuk ditemukannya hydrocarbon didalamnya. Apakah utk kondisi ini, source rock yg berposisikan diatas basement rock karena adanya fracture, memungkinkan hydrocarbon utk mengisi ruang kosong fracture di basement rock tersebut? Kembali pada clastic natural fracture reservoir, untuk meningkatkan produksi apakah fracturation sangat disarankan atau bahkan akan sebaliknya, menutup natural fracture tsb sehingga menyebabkan sulitnya hydrocarbon keluar. Jika demikian bagaimanakah kita dapat meningkatkan produksi tersebut? Untuk penentuan letak sumur pemboran, pada umumnya sangatlah ideal ditempatkan diposisi puncak structure. Apakah sama untuk kasus fracture reservoir? Yg saya baca (mohon dikoreksi), justru fracture di posisi puncak structure akan terisi cement atau mineral seperti calcite, etc..tetapi akan sangat ideal jika posisi pemboran diletakkan sedikit ke flank structure, tentunya hal ini sudah mempertimbangkan arah trend faults dan trend fracture daerah tersebut. Mohon saran dan pendapatnya, terima kasih sebelumnya. SL --------------------------------- You snooze, you lose. Get messages ASAP with AutoCheck in the all-new Yahoo! Mail Beta. ------------------------------ *Want to change your life? Find the perfect job with Lycos Jobs.* Career Advice. Job Resources & Recommendations. *Post your resume & find a job match!*<http://www.careerbuilder.com/?lr=cblycos&siteid=lycoshp7> ---------------------------------------------------------------------------- Hot News!!! CALL FOR PAPERS: send your abstract by 30 March 2007 to [EMAIL PROTECTED] Joint Convention Bali 2007 - The 32nd HAGI, the 36th IAGI, and the 29th IATMI Annual Convention and Exhibition, Bali Convention Center, 13-16 November 2007 ---------------------------------------------------------------------------- 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 <http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/IAGI-net>Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi---------------------------------------------------------------------
