Sandrya,
1) Pendapat Nelson ttg faktor yg berperan untuk
tingkat produktifitas reservoir, bukan spesifik untuk
naturally fractured reservoir (NFR), itu juga kan yg
merupakan variable penting untuk non fractured
reservoir
2) Kalau dari seismik misalnya yakin ada hydrocarbon
di dalam fractured rock di sekitar lubang pemboran dan
dalam jumlah yg signifikan, fract aja atau side track
dg deviated hole yg memotong fracture. kalau interval
fract nya panjang, kayaknya akan lebih ekonomis dg
deviated hole.
3) Fract job tidak akan menutup pore fract yang ada
atau fract yg dibuat. karena pada fract job,
naturally fract akan diisi oleh slug berupa vf-fine
(100 mesh)grain industrial sand (eg.carbolite) agar
saat main fract, fract fluid tidak lari ke naturally
fract yg dapat berakibat screen out (fract di near
hole akan tertutup karena kehabisan propant).
sedangkan fract yg dibuat akan diisi oleh
medium-coarse (20/40 mesh) industrial sand
(ie.carbolite). Semua industrial sand tersebut
dipilih yg memiliki stress yg lebih tinggi dibanding
dg natural stress batuan, sehingga dia tidak ambles ke
dalam batuan dan karena perfect well rounded dan well
sorted, akan diperoleh permeability yg baik.
Salam,
Arief Budiman
Pertamina EP
+62-811-911-175
--- Sandrya Laksana <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
> 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
=== message truncated ===
____________________________________________________________________________________
Get the free Yahoo! toolbar and rest assured with the added security of spyware
protection.
http://new.toolbar.yahoo.com/toolbar/features/norton/index.php
----------------------------------------------------------------------------
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 Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi
---------------------------------------------------------------------
