Mohon maaf sebelumnya, mungkin tidak nyambung dengan topik yang dilontarkan, namun saya pernah baca di AAPG Memoir (saya lupa nomer berapa) mengenai segregasi hydrocarbon akibat aktivitas mikroba yang terbawa oleh air formasi yang kontak dengan HC di reservoir. Sederhananya mikroba tersebut memakan fraksi ringan dari HC sehingga terdapat HC dengan beberapa jenis degree of API. Apakah mungkin mikroba memakan fraksi ringan hingga terjadi akumulasi fraksi berat dari HC seperti Tar ? kalau bisa maka cukup logis bila kehadiran tar mat pada lapangan pak Anto tidak harus berasosiasi dengan fault dan multiple migration. Salam MD
--- On Tue, 2/22/11, anto sugiharto <[email protected]> wrote: From: anto sugiharto <[email protected]> Subject: Re: [iagi-net-l] Bitumen Modeling di Carbonate To: [email protected] Date: Tuesday, February 22, 2011, 10:57 AM Mas Kartiko, Terima kasih atas penjelasan awalnya. Saya tambahkan informasi lain dibawah... Field saya ada di offshore Arabian Platform (di kampung rantau..he2). Kebetulan tdk ada bitumen sand diatasnya, tp merupakan seri reservoir karbonat yang intervening dgn anhidrite layers at top of each cycle. Lapisan penutupnya (caprock) adalah widespread anhidrite yg sangat tebal. SR-nya ada di sikuen paling bawah berupa lime-mudstone/marl dan bitumen hadir hanya pd carbonat res yg berada diatas formasi SR ini. Reservoir terbentuk pada fase tektonik setting yg relatif stabil terbukti dgn sedimentasi carbonate "layercake" pd regional scale. Namun through the time terjadi salt diapirisme (non piercement) dari older ages yg kemudian membentuk struktur2 circular (domal) sbg HC traps. Sejauh ini observasi saya, bitumen mengisi rocktype paling porous&permeable terjadi saat biodegradasi oil dgn kontrol gravity ketika migrasi awal. "Lucunya" si tar mat ini muncul juga di gas cap reservoir di lapangan lain sebelahnya. "Hipotesa" lainnya, krn bitumen tdk berasosiasi dgn major fault jd tdk menutup kemungkinan ada "fracture swarm" under seismic resolution sbg poro conduit yg connected vertically dgn SR . Adanya "fracture porosity" ini dipakai utk menjelaskan distribusi yg random (tapi musti saya cek jg dgn seismic attributes). Kedua hipotesa saya diatas jelas tdk terkait antara genesa (geokimia) dan distribusinya, jd rasa2nya blm mendukung utk jadi "model". GR tdk applicable krn susah membedakan limestone vs dolomite/dololmst kecuali thd salt/anhidrite, ini pun dibantu dg RHOB, DT, PEF. Nerusin nanya lagi...:) Tertarik dgn "disolusi" yg disebutkan, vuggy/dual porosity memang ada, apakah berarti si bitumen bs terakumulasi syn-genetic dgn dolomitisasi ? Dua tipe API oil yg kontras (9 dan 36 deg) ada dalam satu fluid column di reservoir, apakah bs berkorelasi dgn perbedaan SR juga ? Terima Kasih, Salam, Pada 22 Februari 2011 12:41, kartiko samodro <[email protected]> menulis: Mas Anto Boleh tahu di mana lokasi field anda ? Umumnya bitumen di karbonat berasosiasi dengan endapan bitumen sand diatasnya yang jumlahnya cukup besar , bisa berupa karbonate yang miring, tererosi dan kemudian diendapkan sand tebal di atasnya yang kemudian karena proses leaching menjadi bitumen. Mungkin bisa dicek regional geologinya apakah ada reservoir sand yang memiliki bitumen juga yang berasosiasi dengan carbonate tersebut. Biasanya bitumen tersebut masuk ke dalam karbonat melalui proses karst karst atau disolution yang terbentuk jadi wajar kalau penyebarannya jadi random kecuali anda punya attribute seismic yang bisa menunjukkan lokasi lokasi karst/disolutionnya. Dari log bisa dicek melalui grnya , terutama di top karbonatnya. Kemudian bitumen yang berasosiasi dengan light oil ? , kalau memang itu bitumen dan berasosiasi dengan light oil..ada kemungkinan bahwa ada source hc lain yang berbeda (mungkin tektonik settingnya berubah sehingga source rocknya berubah ) mungkin bisa dicek melalui geokimianya ( mungkin Pak Awang bisa membantu ?) Untuk identifikasi anda bisa lihat semua logs yang anda punya, bandingkan apakah di daerah yang memiliki bitumen memiliki log respon yang berbeda dengan daerah yang tidak memiliki bitumen...dari situ baru bisa ditarik kesimpulan kira kira parameter apa yang bisa digunakan untuk membedakannya. Untuk modeling juga tergantung seberapa data yang anda punya, bagaimana sistem geology, sedimentology, penyebaran karbonate serta karstnya dan sedeterministik / sedetail apa anda mau membuat modelnya dsb. Akurasi well result dan model juga sangat tergantung dengan pengetahuan dan pemahaman anda terhadap lapangan tersebut pada saat anda membuat modelnya yang akan mempengaruhi akurasi well dengan model anda. salam kartiko 2011/2/16 anto sugiharto <[email protected]> Rekan2 IAGI ysh, Adakah diantara rekan2 yg mengetahui atau pernah mengerjakan 3D modeling utk bitumen (tar-mat) yg berasosiasi dgn light oil di complex carbonate reservoir. Sekedar informasi, core utk data bitumen yg kami miliki hanya dari sejumlah sumur lama (tua) sedangkan interpretasi dari logs masih blm valid dan dianggap sbg data sekunder saja. Lalu jika data bitumen corenya di plot di peta terlihat distribusinya random dan tdk menunjukan korelasi geologi yg jelas baik thd profil dan pola struktur ataupun dgn RRT/ facies trend. Mohon sharing pengalaman dlm melakukan "best practice" modeling utk subsurface bitumen di carbonate tsb : 1. Kira2 gimana ya sejarah HC migrasinya sehingga bisa terjadi "lokal" bitumen di dalam light oil column (baik yg di crest structure atau yg berdekatan dgn FWL) ? 2. Adakah metode lain utk meng-investigasi kehadiran si tarmat selain lewat core/cutting, logs : Rt/Rxo? mudlogging chromatography ? other? 3. Dengan availability data yg minimum, metode mana yg sebaiknya dipakai utk melakukan populasi data di model : object modeling atau indicator simulation (SIS), other? 4. Manakah constraint terbaik utk extrapolasi cored well data tsb ke seluruh field structure baik lateral maupun vertikal: NTG, RockType, or seismic AI (?), other ? 5. Bagaimana dgn akurasi dari prediksi (model) vs hasil aktual (new well drilling data), jikalau punya real case nya ? Terima Kasih sebelumnya, Tabik, Anto S
