Mas Kartiko, sila tengok kat laman ni. https://docs.google.com/open?id=1qn1tCyZysnlCL1eGva3CfFEwuU_ZTQ7LSgy01BTDcppCUsEpaoDDkkPTJ7Jn
-bg 2012/4/4 kartiko samodro <[email protected]> > Mas > > untuk rock typing memang ada beberapa versi, tapi memang tugas kita untuk > mengintegrasikan dan mencari yang paling pas untuk lapangan kita. > > kalau ada full core coba minta ke sedimentologistnya untuk membuat typical > faciesnya, setelah kita memiliki deskripsi faciesnya kemudian gabungkan > dengan data petrophysic > yang mas punya, baru kita lakukan rock typing ( jadi sudah > mengintegrasikan facies geologi dan reservoir karakteristik) > informasi facies dari sedimentologist akan sangat berguna saat kita hendak > mendistribusikan facies yang akan menjadi wadah untuk petrophysical > parameters yang kita definisikan. > yang saya pernah dapatkan untuk koral memang memiliki distribusi yang > sifatnya bimodal, permeability yg variatif sementara untuk typical > foram, red algae dsb cenderung memiliki > distribusi yang seragam (tapi tetap tergantung pada proses geologi di > tiap area), dan tentunya pendistribusian facies coral dan foram juga > berbeda. > > Untuk SWirr , mungkin memang kita bisa dapatkan SWirr yang rendah <10%, > atau bahkan <5% dari beberapa sample core, tapi apakah memang beberapa > sample core cukup bisa mewakili suatu section dari carbonate ? hal ini > sering menjadi diskusi karena sering kali hasil perhitungan sw (sw yang > berasal dari quantitative interpretation) suatu carbonate section tidak > bisa terkalibrasi dengan baik karena begitu variatifnya nilai core data dan > akhirnya kita mengambil harga rata rata yang umumnya jatuh di kisaran > 10% ( mungkin Mas Bambang bisa menambahkana apakah sample swirr <5% dari > jenis ooilit tersebut merupakan nilai minimum atau nilai rata rata dari > beberapa sample ? ) > > > 2012/4/4 Shofiyuddin <[email protected]> > >> mas Bambang, >> Betul sekali, saya suspect awalnya begitu. Setelah data MICP datang, >> memang pore throat size menunjukan bimodal, kebanyakan dari micro >> sampe meso, tapi ada beberapa yang mencapai sekala macro. >> >> Definisi dari "rock class" perlu di revisit lagi menurut saya, karena >> secara Geologi akan merujuk kepada golongan batuan, misal pakcstone, >> wackstone dsb dsb. Di tempat saya, penggolongan batuan hanya bisa >> dilihat dari core semata, tapi tidak bisa digunakan dari kacamata log >> character. Ini artinya, log character tidak mencerminkan "rock class". >> Crossplot antara "rock class" dan distribusi porositi dan >> permeabilitasnya juga gak nyambung alias scatter. Setelah kita tahu, >> itu semua gak nyambung, kita berkesimpulan bahwa proses proses >> pembentukan porositas sekunder sebagai hasil diagenesa merata di semua >> "rock class". >> >> Secara petrophysics akhirnya saya mencoba mendefiniskan kembali arti >> "rock class" ini lebih menunjukkan kepada "rock quality" yang bisa >> saja di representasikan denga Rock Quality Index (RQI) ataupun Flow >> Zone Indicator (FZI). Secara petrofisik, ini lebih masuk akal hanya >> bicara rock properties saja tetapi kendalanya adalah bagaimana kita >> mempropagate "rock class" baru ini ke sumur yang tidak ada data >> permeabilitasnya? >> saya lagi ngerjain projek ini melalui neural network dan kelihatannya >> cukup positif. Kalau abstract saya disetujui, saya akan presentasi ke >> IAGI September mendatang. >> >> Shofi >> >> >> >> >> >> On Tue, Apr 3, 2012 at 11:29 PM, Bambang Gumilar >> <[email protected]> wrote: >> > Shofi, >> > Menarik sekali kasus yang anda hadapi. Pengalaman saya di beberapa >> proyek >> > karbonat (Saudi/Kuwait) juga ada juga yang seperti itu. Karena Swirr vs >> Perm >> > tidak mengikuti teori, maka orang dengan mudah mengatakan data-nya tidak >> > valid. >> > >> > Kalau mau berpikir jernih sebentar, mundur selangkah, coba lakukan >> > pendekatan lain. Salah satu solusinya adalah membuat korelasi >> berdasarkan >> > facies (rock types). Dari keterangan Shofi, bahwa untuk batuan yang >> > permeabilitas besar, malah Swirr-nya tinggi. Jika anda punya data MICP >> atau >> > NMR, "plugs" yang "aneh" ini mungkin memiliki tingkat heterogenitas yang >> > tinggi. Ini bisa dilihat dari pola distribusi "pore throat"-nya. >> Biasanya >> > polanya bi-modal. Ada dua "peaks" di histogramnya, bisa berupa kombinasi >> > "micro pore throat" dengan "mega pore throat" atau micro dengan meso, >> dst. >> > Porositas kecil karena didominasi "micro pores" ini sementara >> > permeabilitasnya ditentukan oleh "pore throat" yang besar. >> > >> > Kita tahu bahwa permeabilitas adalah parameter tensor (besaran yang >> punya >> > arah), diukur dari ujung ke ujung "core plug" dengan memberi beda >> tekanan >> > udara/helium di salah satu ujungnya. Untuk batuan yang >> homogen, geometri dan >> > distribusi "pore throat"-nya tidak banyak variasi. Helium mengalir >> > "steady/laminer" dan seragam di setiap segmen sample. Jadi hasil >> pengukuran >> > tersebut sudah representatif. Bagaimana dengan batuan yang heterogen >> (vuggy, >> > granular, dll)? Di satu segmen pore throat-nya 1 micron dan 1 mm di >> > sampingnya pore throat-nya lebih besar daripada 10 micron. Ingat, kita >> hanya >> > perlu satu "conduit"/ saluran bebas hambatan sebesar sehelai rambut >> > yang sejajar dengan arah aliran helium di core plug untuk menjadi "high >> perm >> > channel" yang memberi nilai permeabilitas 10 Darcy (10000 mD). >> "Saluran" ini >> > bisa berada di sample yang porositasnya rendah. Dari kuliah Petrografi >> bu >> > Emmy Suparkaa; stilolit di batu gamping masif adalah fenomena alam >> > biasa. Coba cari data petrografi-nya, sayatan tipis, dll. untuk >> konfirmasi >> > kondisi sample yang ada. Mungkin hipotesis in bisa dibuktikan. >> > >> > "What I would do, if I were you" adalah mengelompokkan "rock type" yang >> sama >> > dan membuat korelasi porositas (besaran skalar) vs Sw untuk >> masing-masing >> > "rock type". Anda bisa pakai klasifikasi yang sudah dipublikasikan atau >> buat >> > klasifikasi baru. Tantangan berikutnya untuk para geologist, bagaimana >> > mempropagasi "rock types" ini ke sumur atau interval lain yang tidak >> punya >> > data "core"? >> > >> > Mas Kartiko, >> > Bertanya tentang apa ada batuan reservoir yang punya Swirr di bawah 5%. >> Ada; >> > litologinya batu gamping, oolitik, intergranular porosity, umurnya >> > kira-kira Kapur Bawah (upper Jurassic - lower Cretaceous), mixed - oil >> > wettability. Karena hampir tidak ada lempungnya, maka Clay Bound >> Water-nya >> > limit mendekati nol. Oolitik, butiran-nya medium - large grains, hampir >> > seragam, maka Capillary Bound Water-nya juga rendah. Mixed wettability >> > membuat sebagian butirannya diselimuti minyak, air-nya minimum sekali. >> Dari >> > data NMR, hampir tidak ada sinyal T2 yang berkisar di 33 ms, mayoritas >> > menunjukkan sinyal "free fluid". >> > >> > Wassalam, >> > >> > -bg >> > http://www.linkedin.com/in/bambanggumilar >> > >> > 2012/4/2 Shofiyuddin <[email protected]> >> >> >> >> mas Bambang, >> >> Trims banyak untuk pencerahannya. Untuk item No. 1, sayang sekali >> >> tidak bisa diaplikasikan di daerah saya mengingat semua core yang >> >> diambil menggunakan water base mud. Air (Sw) yang diperoleh dengan >> >> metode Dean Stark tidak bisa dipakai karena sudah diinvasi oleh mud >> >> filtrate. Begitu juga dengan Saturasi minyak (So) yang kita consider >> >> lebih sebagai residual oil (Sor) karean proses invasi juga. >> >> >> >> End Point of dari capillary pressure data porous plate juga untuk >> >> daerah saya tidak bisa dipakai. Oh ya, reservoir saya karbonat yang >> >> kaya akan hasil proses diagenesa, vuggy porosity, baik yang connected >> >> maupun yang un-connected. Pada batuan yang sangat permeable, taruhlah >> >> diatas 50 md, end point Sw menunjukkan Swirr yang bervariasi dari 10 >> >> sampai 50 % yang secara teori pasti salah. Sementara yang lower >> >> permeable justru menunjukkan adanya hubungan yang lebih baik antara >> >> Swirr dan Permeabilititas. "J" function akhirnya tidak bisa digunakan >> >> karena ada variasi dari permeabilitias atau kualitas reservoir. "J" >> >> function memang di disain untuk jenis batuan dengan kualitas reservoir >> >> yang sama. Data caps yang ada ini akhirnya diconsider invalid untuk >> >> batuan dengan permeabilitas yang tinggi. >> >> >> >> >> >> Point kedua menarik untuk bisa dikerjakan, cuma karena hasil diatas, >> >> data caps gak bisa digunakan. Untuk data Hg, kalo baca di paper, lebih >> >> banyak untuk mengetahui pore throat radius ketimbang mencari Swirr >> >> nya. Tapi saya akan coba di batas maximum pressure sesuai dengan >> >> tinggi Hc column nya. >> >> >> >> Thanks mas bambang untuk sharing nya. >> >> >> >> Salam, >> >> >> >> Shofi >> >> >> >> >> >> On Mon, Apr 2, 2012 at 11:09 PM, Bambang Gumilar >> >> <[email protected]> wrote: >> >> > Shofi, >> >> > Kata orang bijak" There is no universal silver bullet to solve this >> >> > Swirr >> >> > and Permeability issues". Semua pendekatan boleh-boleh saja. Secara >> >> > teoritis, Swirr adalah Clay Bound Water + Capillary Bound Water. Jadi >> >> > Swirr akan selalu lebih besar daripada nol, karena selalu ada air >> yang >> >> > terikat secara elektrokimiawi di lempung dan secara fisika kapiler >> >> > terjebak >> >> > di rongga yang kecil. Swirr di bawah 10% untuk batuan klastik dan >> "water >> >> > wet"? Sah-sah saja menurut saya, asal tidak nol nilai. Sekarang >> >> > pertanyaannya: 1. Berapa kecil (how low can you go)? 2. Bagaimana >> kalau >> >> > hasil pengukuran Porous Plate, Centrifuge, MICP dan NMR berbeda? >> >> > >> >> > 1. "Best practice" yang biasa saya lakukan adalah memanfaatkan data >> >> > (paling >> >> > tidak 50 data points) yang ada dengan mencari korelasi antara >> >> > permeabilitas >> >> > dan/atau porositas dengan "core saturation" (CSw atau CSo). Secara >> >> > sederhana, buat crossplot CPERM (Core Perm) logaritmik di sumbu X dan >> >> > CSw >> >> > (Core Water Saturation) di sumbu Y. Pada nilai k ~ 0, CSw seharusnya >> = 1 >> >> > (100%). Anda bisa lihat data CSw membentuk pola penyebaran seperti >> huruf >> >> > Z >> >> > yang landai. Asimtotik di nilai permeabilitas yang besar. Untuk >> >> > mendapatkan >> >> > persamaan empiris korelasi tersebut, ambil data dengan nilai Csw >> >> > terendah >> >> > dan berada di sekitar 5% dari populasi terbawah, buat persamaan >> (insert >> >> > equation) secara grafis, mudah sekali jika anda pakai software >> >> > Petrophysics >> >> > komersial. Ilustrasinya saya buatkan di google document, semoga >> >> > tautan ini >> >> > bisa diakses. >> >> > >> >> > >> https://docs.google.com/open?id=1i_Yw5BEHq-gP5A51l2Mj98rWQETmRvYjmJ1R2vL0lQWyzbLTj90nmEJp8Oi- >> >> > Persamaan tersebut adalah persamaan empiris yang berlaku untuk data >> set >> >> > yang >> >> > kita miliki. Berapa kecil/rendah-nya Swirr bergantung pada data >> >> > tersebut. >> >> > Masalah lain muncul, data-nya bias, karena orang punya >> tendensi untuk >> >> > mengambil data "core plug" dari "spot" yang permeabilitasnya bagus >> dan >> >> > ada >> >> > minyak-nya :) Sehingga data yang ada tidak representatif. :( >> >> > >> >> > 2. Perbedaan hasil pengukuran Swirr dari metode yang berbeda adalah >> >> > wajar. >> >> > Karena prinsip kerja dan asumsi yang dipakai sudah berbeda. Data >> Porous >> >> > Plate memang yang paling direkomendasikan. Tetapi data dari >> Centrifuge >> >> > dan >> >> > Mercury Injection (MICP) juga dapat dipergunakan dengan >> mengaplikasikan >> >> > koreksi dan konversi (tekanan Hg) yang sesuai. Hitung tinggi kolom >> >> > minyak >> >> > maksimum (dari Free Water Level ke puncak struktur). Konversikan >> tinggi >> >> > (column height) tersebut ke unit tekanan (psi atau kPa). Nilai >> tertinggi >> >> > dari konversi ini akan menjadi limit atas data Cap Pressure yang akan >> >> > dipakai. Anda tidak memerlukan data mercury yang 2500 psi Hg/Air >> (atau >> >> > ekivalen 1350 kaki kolom minyak) atau lebih tinggi jika puncak >> >> > reservoir maksimum hanya 800 kaki. Pc = h*0.433*(SG_brine - SG_oil). >> ~ >> >> > ~( >> >> > kira-kira hanya 70 psi working cap pressure). >> >> > >> >> > Data NMR punya kelebihan karena kita bisa membedakan "Clay Bound >> Water" >> >> > (~ 3 >> >> > ms relaxation time cut-off) dan kumulatif "Clay and Capillary Bound >> >> > Water" >> >> > (~33 ms cut-off). Kesimpulan, integrasikan semua data yang ada, buat >> >> > referensi sendiri untuk daerah yang sedang anda kerjakan. >> >> > >> >> > Note: Pc in psi, h in feet, SG_xx (specific gravity), untuk brine 1 ~ >> >> > 1.01 >> >> > dan untuk minyak (0.72 ~ 0.8) >> >> > >> >> > Wassalam, >> >> > >> >> > -bg >> >> > http://www.linkedin.com/in/bambanggumilar >> >> > >> >> > >> >> > >> >> > >> >> > >> >> > >> >> > 2012/4/2 kartiko samodro <[email protected]> >> >> >> >> >> >> saya pernah lihat report scal untuk clean sand reservoir, >> >> >> unconsolidated, >> >> >> swirr bisa sampai 8% (kurang dari itu bisa menimbulkan tanda tanya ) >> >> >> jadi >> >> >> untuk minimum swirr 10% bisa digunakan. >> >> >> >> >> >> >> >> >> 2012/4/2 Shofiyuddin <[email protected]> >> >> >>> >> >> >>> Rekans, >> >> >>> barangkali ada yang share, berapa sih kira kira besarnya >> Irreducible >> >> >>> water saturation (Swirr) untuk batuan klastik dan karbonat. Saya >> >> >>> mendapatkan >> >> >>> angka yang berbeda beda untuk setiap pengukuran core analysis >> (porous >> >> >>> plate, >> >> >>> centrifuge dan NMR). Apakah secara geologi Swirr dibawah 10% (pada >> >> >>> batuan >> >> >>> yang permeable) memungkinkan? kalo tidak, berapa yang reasonable? >> kalo >> >> >>> dilihat hasil lab memungkinkan, tapi apakah realnya bisa dengan >> >> >>> memperhatikan besarnya tekanan dan suhu reservoir? >> >> >>> >> >> >>> Kalo ada reference juga boleh. >> >> >>> >> >> >>> thanks sebelumnya. >> >> >>> >> >> >>> Shofi >> >> >>> >> >> >>> >> >> >> >> >> > >> >> >> >> >> >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> >> PP-IAGI 2011-2014: >> >> Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com >> >> Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com >> >> >> >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> >> Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. >> >> Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir >> pengiriman >> >> abstrak 28 Februari 2012. >> >> >> >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> >> To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id >> >> To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id >> >> For topics not directly related to Geology, users are advised to post >> the >> >> email to: [email protected] >> >> 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 >> >> --------------------------------------------------------------------- >> >> DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information >> >> posted on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no >> event >> >> shall IAGI or its members be liable for any, including but not limited >> to >> >> direct or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, >> resulting >> >> from loss of use, data or profits, arising out of or in connection >> with the >> >> use of any information posted on IAGI mailing list. >> >> --------------------------------------------------------------------- >> >> >> > >> >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> PP-IAGI 2011-2014: >> Ketua Umum: Rovicky Dwi Putrohari, rovicky[at]gmail.com >> Sekjen: Senoaji, ajiseno[at]ymail.com >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> Jangan lupa PIT IAGI 2012 di Jogjakarta tanggal 17-20 September 2012. >> Kirim abstrak ke email: pit.iagi.2012[at]gmail.com. Batas akhir >> pengiriman abstrak 28 Februari 2012. >> >> -------------------------------------------------------------------------------- >> To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id >> To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id >> For topics not directly related to Geology, users are advised to post the >> email to: [email protected] >> 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 >> --------------------------------------------------------------------- >> DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information >> posted on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event >> shall IAGI or its members be liable for any, including but not limited to >> direct or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting >> from loss of use, data or profits, arising out of or in connection with the >> use of any information posted on IAGI mailing list. >> --------------------------------------------------------------------- >> >> >
