RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Malahan minta testing pointnya ditambah-tambahin ya Mas Ferdi. Biar lamaan di rignya. Ha...ha... FW -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 5:01 PM To: iagi-net@iagi.or.id Cc: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation ala...la... coba kalau tiap ke rig buat witness mdt , dapat 100-200 dolar perday pasti baik reservoir enginner, geologist, operation geologist, wellsite geologist, petrophysicts pasti berebutan jadi witness :-)) Regards Kartiko-Samodro Telp : 3852 |-+--- | | farulian panggabean | | | farulian_panggabean| | | @yahoo.com | | | | | | 28/04/2006 04:51 PM | | | Please respond to | | | iagi-net| | | | |-+--- --- --| | | | To: iagi-net@iagi.or.id | | cc: | | Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation | --- --| ha,,ha,,,ha,,, kalimat Ops Geo atau Wellsite Geo kan manusia juga membuat saya tertawa,,, Tapi saya setuju sekali dengan Reservoar Geo/Eng yang seharusnya berada di Rig site unit saat Pressure Test job,,, Soalnya mereka yang benar2 berkepentingan dengan data tersebut,,, Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED] wrote: Setuju Mas Ferdi, Ya tiap perusahaan punya corporate culture sendiri-sendiri. Pengalaman saya di tempat bernaung yang dulu, penentuan pre-test pointnya malah pada saat kita drilling, dan cukup hanya Ops.Geo dan Ops.Eng yang menentukan dimana saja pre-test point, berapa banyak, apakah perlu ambil sampel fluid, jenis toolnya apa, dll, dengan mempertimbangkan semua yan Mas Ferdi sebutkan dibawah. Point saya di email sebelumnya, yang lebih punya deep knowledge tentang pretest job itu adalah Operation Engineer dan Petrophysicist. Hal ini bukan berarti Ops.Geo atau Wellsite Geo tidak punya knowledge yang baik, tapi ya dikembalikan sajalah ke fungsi yang seharusnya. Lagipula Ops.Geo atau Wellsite.Geo kan manusia juga (Seperti lagunya Seriues), perlu istirahat untuk fokus ke Well atau pekerjaan yang berikutnya. Terimakasih Sharing Info-nya Mas. Salam - Riky -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 3:01 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation man teman.. mungkin saya bisa sharing . kalo disini kita ada memo untuk pretest supervise... saat di kantor pengambilan keputusan dilakukan oleh SOG (Senior Operation Geologist) dan sebelum job tersebut dilakukan ada 3 team yg akan menentukan suatu point untuk di test.. 1.SOG -- Dengan mempertimbangkan logging job cost (Pretest dan fluid analysis), efisiensi, pengalaman2 untuk reservoir2 yg probabilitynya rendah serta kemungkinan2 akan terjadinya stuck di depan reservoir depletion...intinya dari segi operation dan cost... 2. Asset team - dengan data korelasi sumur2 samping untuk fluid status dan pressure data 3. Petrophysics -- membuat rush petrophysical log berdasarkan run#1 (biasanya triple combo) setelah mereka mengadakan diskusi...maka SOG yg akan memberikan final decision untuk penentuan point tersebut termasuk request2 dari Asset untuk important reservoir baik yg pressure test maupun fluid analysis.. kalo disini...tergantung fieldnya ada beberapa field yg tidak membutuhkan lagi pressure gradientnya dikarenakan sudah mengetahui fluid status itu sendiri dan juga probability nya rendah karena kebanyakan shaly sand dan kecenderungan yg tight formation...dll... jadi yg dicoba pressure test saja... dan ada juga field lain yg membutuhkan fluid analysis dikarenakan fieldnya sudah mature dan adanya EOR jadi pingin memastikan fluid yg actual.. Mudah2an bermanfaat... Ferdi R. -Consultant OPG- Innaka, Riky .com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation 28/04/2006 03:14 PM Please respond to iagi-net Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Her, pernah baca note dibawah, Apalagi saat ini, dimana banyak field engineer baru yang sudah incharge. Shg banyak diantaranya yang hanya bisa operate the tool. Intinya : Harus WSG juga kali yach. DISCLAIMER: - Log just presents the aquired data output and has no responsibility on any kind of interpretation based on this data. - The responsibility of all the data analysis shown above lays on wellsite Client representetive Salam romdoni -Original Message- From: Herry Maulana [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 3:26 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT acqusition sudah pasti HARUS dilakukan oleh Wireline Field Engineer :-) - Original Message From: Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Friday, 28 April, 2006 3:14:21 PM Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Wah... diskusinya sudah berkembang lebih luas sampai ke aspek politis, Ops. Geo. vs Petrophysicist. Biar tidak bias, saya kembali ke email pertama dari Mas Syofi dan menambahkan beberapa hal teknis saja. 1. QC pada saat akuisisi data: Sebaiknya diawasi langsung oleh Ops. Geo atau Petrophysicist. Pastikan tool sudah stabilized sebelum pengukuran dilakukan. Stabilisasi biasanya dilakukan di dekat casing shoe selama 20 - 30 menit. Jika sumurnya dalam, stabilisasi dapat dilakukan lagi di dekat titik pertama. Kriteria stabil yang punya arti fisis adalah dengan pendekatan persamaan diferensial, dP/dt, perubahan Tekanan terhadap perubahan waktu. Minta Logging Engineer (Schlumberger/Halliburton/Atlas/etc.) untuk menampilkannya di layar monitor di logging unit. * dP/dt 0.05 psi/mnt adalah 'default value' untuk pengukuran yang akurat. * 0.05 dP/dt 0.1 psi/mnt adalah harga kompromi jika 'differential sticking' dan 'stuck tool' menjadi isu. Hal yang sama diterapkan juga untuk pengukuran hidrostatik pra, pasca dan saat pengambilan tekanan/samping. 2. Data tekanan yang tidak segaris dengan gradien-nya: Tipikal kelebihan kita para 'ahli kaji bumi' (geologist) adalah menjelaskan sesuatu dengan jelas sering dengan sangat jelas sekali tapi sukar mengkuantifikasikannya. Sebelum berargumen banyak tentang interpretasi apakah ada 'depletion', jenis fluida dan 'non connected sands', saya cenderung melihat datanya dulu. Data tekanan diambil dalam waktu dan alat yang berbeda. Seperti yang diungkapkan Mas Syaiful, tool vintages bisa menimbulkan perbedaan ini. Coba mas Syofi lihat satuan yang dipakai dalam setiap data RFT/MDT. Apakah data tersebut menggunakan satuan yang sama, psia atau psig? Perbedaan dua unit tersebut (absolute dan gauge) sekitar 1 atm atau ~ 14.69 psi. Gauge lebih tinggi 1 atm daripada Absolute. Silahkan lihat di Google apa psia dan psig itu atau klik http://en.wikipedia.org/wiki/Pressure Wassalam, -bg Shofiyuddin [EMAIL PROTECTED] wrote: Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang memperhatikan efek histerisis? Untuk melakukan interpretasi seperti penentuan gradien, saya juga membandingkannya dengan data dari OFA/LFA dan PO sample. Kalo yang keluar adalah HC, saya berkeyakinan data itu valid dan bagus, adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? Nah kalao yang keluar itu filtrate, adakah cara yang harus dilakukan untuk mengetahui jenis HC atau formation fluid nya? Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? Pitfall apa sajakah yang diperlukan untuk interpretasi pre-test ini. Maaf kebanyakan nanya, soale lagi dikejar deadline ... thanks sebelumnya? kalo ada paper atau reference, bolehlah kirim lewat japri -- Salam hangat Shofi - How low will we go? Check out Yahoo! Messengers low PC-to-Phone call rates.
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Seharusnya begitu, namun ada koreksi Petrophysict bukan meng-QC tapi meng-guide reservoir engineer untuk picking point untuk test atau sampling QCnya diserahkan saja pada Reservoir engineer on board. Wellsite/Ops Geologist pulang untuk membuat final field report dan siap2 untuk next well A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: Innaka, Riky [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:14 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
trus geophysicist-nya ngapain dong? :) --pta On 28/04/06, Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] wrote: Seharusnya begitu, namun ada koreksi Petrophysict bukan meng-QC tapi meng-guide reservoir engineer untuk picking point untuk test atau sampling QCnya diserahkan saja pada Reservoir engineer on board. Wellsite/Ops Geologist pulang untuk membuat final field report dan siap2 untuk next well - 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 -
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
man teman.. mungkin saya bisa sharing . kalo disini kita ada memo untuk pretest supervise... saat di kantor pengambilan keputusan dilakukan oleh SOG (Senior Operation Geologist) dan sebelum job tersebut dilakukan ada 3 team yg akan menentukan suatu point untuk di test.. 1.SOG -- Dengan mempertimbangkan logging job cost (Pretest dan fluid analysis), efisiensi, pengalaman2 untuk reservoir2 yg probabilitynya rendah serta kemungkinan2 akan terjadinya stuck di depan reservoir depletion...intinya dari segi operation dan cost... 2. Asset team - dengan data korelasi sumur2 samping untuk fluid status dan pressure data 3. Petrophysics -- membuat rush petrophysical log berdasarkan run#1 (biasanya triple combo) setelah mereka mengadakan diskusi...maka SOG yg akan memberikan final decision untuk penentuan point tersebut termasuk request2 dari Asset untuk important reservoir baik yg pressure test maupun fluid analysis.. kalo disini...tergantung fieldnya ada beberapa field yg tidak membutuhkan lagi pressure gradientnya dikarenakan sudah mengetahui fluid status itu sendiri dan juga probability nya rendah karena kebanyakan shaly sand dan kecenderungan yg tight formation...dll... jadi yg dicoba pressure test saja... dan ada juga field lain yg membutuhkan fluid analysis dikarenakan fieldnya sudah mature dan adanya EOR jadi pingin memastikan fluid yg actual.. Mudah2an bermanfaat... Ferdi R. -Consultant OPG- Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED]To: iagi-net@iagi.or.id .comcc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation 28/04/2006 03:14 PM Please respond to iagi-net Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
MDT acqusition sudah pasti HARUS dilakukan oleh Wireline Field Engineer :-) - Original Message From: Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Friday, 28 April, 2006 3:14:21 PM Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Lho bukannya roughneck? Mulai kapan berubah? :) juga ah A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: Herry Maulana [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 3:26 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT acqusition sudah pasti HARUS dilakukan oleh Wireline Field Engineer :-) - Original Message From: Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Friday, 28 April, 2006 3:14:21 PM Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Setuju Mas Ferdi, Ya tiap perusahaan punya corporate culture sendiri-sendiri. Pengalaman saya di tempat bernaung yang dulu, penentuan pre-test pointnya malah pada saat kita drilling, dan cukup hanya Ops.Geo dan Ops.Eng yang menentukan dimana saja pre-test point, berapa banyak, apakah perlu ambil sampel fluid, jenis toolnya apa, dll, dengan mempertimbangkan semua yan Mas Ferdi sebutkan dibawah. Point saya di email sebelumnya, yang lebih punya deep knowledge tentang pretest job itu adalah Operation Engineer dan Petrophysicist. Hal ini bukan berarti Ops.Geo atau Wellsite Geo tidak punya knowledge yang baik, tapi ya dikembalikan sajalah ke fungsi yang seharusnya. Lagipula Ops.Geo atau Wellsite.Geo kan manusia juga (Seperti lagunya Seriues), perlu istirahat untuk fokus ke Well atau pekerjaan yang berikutnya. Terimakasih Sharing Info-nya Mas. Salam - Riky -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 3:01 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation man teman.. mungkin saya bisa sharing . kalo disini kita ada memo untuk pretest supervise... saat di kantor pengambilan keputusan dilakukan oleh SOG (Senior Operation Geologist) dan sebelum job tersebut dilakukan ada 3 team yg akan menentukan suatu point untuk di test.. 1.SOG -- Dengan mempertimbangkan logging job cost (Pretest dan fluid analysis), efisiensi, pengalaman2 untuk reservoir2 yg probabilitynya rendah serta kemungkinan2 akan terjadinya stuck di depan reservoir depletion...intinya dari segi operation dan cost... 2. Asset team - dengan data korelasi sumur2 samping untuk fluid status dan pressure data 3. Petrophysics -- membuat rush petrophysical log berdasarkan run#1 (biasanya triple combo) setelah mereka mengadakan diskusi...maka SOG yg akan memberikan final decision untuk penentuan point tersebut termasuk request2 dari Asset untuk important reservoir baik yg pressure test maupun fluid analysis.. kalo disini...tergantung fieldnya ada beberapa field yg tidak membutuhkan lagi pressure gradientnya dikarenakan sudah mengetahui fluid status itu sendiri dan juga probability nya rendah karena kebanyakan shaly sand dan kecenderungan yg tight formation...dll... jadi yg dicoba pressure test saja... dan ada juga field lain yg membutuhkan fluid analysis dikarenakan fieldnya sudah mature dan adanya EOR jadi pingin memastikan fluid yg actual.. Mudah2an bermanfaat... Ferdi R. -Consultant OPG- Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED]To: iagi-net@iagi.or.id .comcc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation 28/04/2006 03:14 PM Please respond to iagi-net Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman [EMAIL PROTECTED] To: 'iagi-net@iagi.or.id' iagi-net@iagi.or.id a.com cc
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
ha,,ha,,,ha,,, kalimat Ops Geo atau Wellsite Geo kan manusia juga membuat saya tertawa,,, Tapi saya setuju sekali dengan Reservoar Geo/Eng yang seharusnya berada di Rig site unit saat Pressure Test job,,, Soalnya mereka yang benar2 berkepentingan dengan data tersebut,,, Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED] wrote: Setuju Mas Ferdi, Ya tiap perusahaan punya corporate culture sendiri-sendiri. Pengalaman saya di tempat bernaung yang dulu, penentuan pre-test pointnya malah pada saat kita drilling, dan cukup hanya Ops.Geo dan Ops.Eng yang menentukan dimana saja pre-test point, berapa banyak, apakah perlu ambil sampel fluid, jenis toolnya apa, dll, dengan mempertimbangkan semua yan Mas Ferdi sebutkan dibawah. Point saya di email sebelumnya, yang lebih punya deep knowledge tentang pretest job itu adalah Operation Engineer dan Petrophysicist. Hal ini bukan berarti Ops.Geo atau Wellsite Geo tidak punya knowledge yang baik, tapi ya dikembalikan sajalah ke fungsi yang seharusnya. Lagipula Ops.Geo atau Wellsite.Geo kan manusia juga (Seperti lagunya Seriues), perlu istirahat untuk fokus ke Well atau pekerjaan yang berikutnya. Terimakasih Sharing Info-nya Mas. Salam - Riky -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 3:01 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation man teman.. mungkin saya bisa sharing . kalo disini kita ada memo untuk pretest supervise... saat di kantor pengambilan keputusan dilakukan oleh SOG (Senior Operation Geologist) dan sebelum job tersebut dilakukan ada 3 team yg akan menentukan suatu point untuk di test.. 1.SOG -- Dengan mempertimbangkan logging job cost (Pretest dan fluid analysis), efisiensi, pengalaman2 untuk reservoir2 yg probabilitynya rendah serta kemungkinan2 akan terjadinya stuck di depan reservoir depletion...intinya dari segi operation dan cost... 2. Asset team - dengan data korelasi sumur2 samping untuk fluid status dan pressure data 3. Petrophysics -- membuat rush petrophysical log berdasarkan run#1 (biasanya triple combo) setelah mereka mengadakan diskusi...maka SOG yg akan memberikan final decision untuk penentuan point tersebut termasuk request2 dari Asset untuk important reservoir baik yg pressure test maupun fluid analysis.. kalo disini...tergantung fieldnya ada beberapa field yg tidak membutuhkan lagi pressure gradientnya dikarenakan sudah mengetahui fluid status itu sendiri dan juga probability nya rendah karena kebanyakan shaly sand dan kecenderungan yg tight formation...dll... jadi yg dicoba pressure test saja... dan ada juga field lain yg membutuhkan fluid analysis dikarenakan fieldnya sudah mature dan adanya EOR jadi pingin memastikan fluid yg actual.. Mudah2an bermanfaat... Ferdi R. -Consultant OPG- Innaka, Riky .com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation 28/04/2006 03:14 PM Please respond to iagi-net Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang punya reservoir) langsung di rigsite unit, sedangkan Wellsite Geologist atau Operation Geologist hanya menemani untuk QC prosedur mekanik. Terutama untuk Development Field. Arief Budiman 'iagi-net@iagi.or.id' a.com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and 28/04/2006 12:05 Interpretation PM Please respond to iagi-net Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone : (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
ala...la... coba kalau tiap ke rig buat witness mdt , dapat 100-200 dolar perday pasti baik reservoir enginner, geologist, operation geologist, wellsite geologist, petrophysicts pasti berebutan jadi witness :-)) Regards Kartiko-Samodro Telp : 3852 |-+--- | | farulian panggabean | | | farulian_panggabean| | | @yahoo.com | | | | | | 28/04/2006 04:51 PM | | | Please respond to | | | iagi-net| | | | |-+--- -| | | | To: iagi-net@iagi.or.id | | cc: | | Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation | -| ha,,ha,,,ha,,, kalimat Ops Geo atau Wellsite Geo kan manusia juga membuat saya tertawa,,, Tapi saya setuju sekali dengan Reservoar Geo/Eng yang seharusnya berada di Rig site unit saat Pressure Test job,,, Soalnya mereka yang benar2 berkepentingan dengan data tersebut,,, Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED] wrote: Setuju Mas Ferdi, Ya tiap perusahaan punya corporate culture sendiri-sendiri. Pengalaman saya di tempat bernaung yang dulu, penentuan pre-test pointnya malah pada saat kita drilling, dan cukup hanya Ops.Geo dan Ops.Eng yang menentukan dimana saja pre-test point, berapa banyak, apakah perlu ambil sampel fluid, jenis toolnya apa, dll, dengan mempertimbangkan semua yan Mas Ferdi sebutkan dibawah. Point saya di email sebelumnya, yang lebih punya deep knowledge tentang pretest job itu adalah Operation Engineer dan Petrophysicist. Hal ini bukan berarti Ops.Geo atau Wellsite Geo tidak punya knowledge yang baik, tapi ya dikembalikan sajalah ke fungsi yang seharusnya. Lagipula Ops.Geo atau Wellsite.Geo kan manusia juga (Seperti lagunya Seriues), perlu istirahat untuk fokus ke Well atau pekerjaan yang berikutnya. Terimakasih Sharing Info-nya Mas. Salam - Riky -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 3:01 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation man teman.. mungkin saya bisa sharing . kalo disini kita ada memo untuk pretest supervise... saat di kantor pengambilan keputusan dilakukan oleh SOG (Senior Operation Geologist) dan sebelum job tersebut dilakukan ada 3 team yg akan menentukan suatu point untuk di test.. 1.SOG -- Dengan mempertimbangkan logging job cost (Pretest dan fluid analysis), efisiensi, pengalaman2 untuk reservoir2 yg probabilitynya rendah serta kemungkinan2 akan terjadinya stuck di depan reservoir depletion...intinya dari segi operation dan cost... 2. Asset team - dengan data korelasi sumur2 samping untuk fluid status dan pressure data 3. Petrophysics -- membuat rush petrophysical log berdasarkan run#1 (biasanya triple combo) setelah mereka mengadakan diskusi...maka SOG yg akan memberikan final decision untuk penentuan point tersebut termasuk request2 dari Asset untuk important reservoir baik yg pressure test maupun fluid analysis.. kalo disini...tergantung fieldnya ada beberapa field yg tidak membutuhkan lagi pressure gradientnya dikarenakan sudah mengetahui fluid status itu sendiri dan juga probability nya rendah karena kebanyakan shaly sand dan kecenderungan yg tight formation...dll... jadi yg dicoba pressure test saja... dan ada juga field lain yg membutuhkan fluid analysis dikarenakan fieldnya sudah mature dan adanya EOR jadi pingin memastikan fluid yg actual.. Mudah2an bermanfaat... Ferdi R. -Consultant OPG- Innaka, Riky .com cc: Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation 28/04/2006 03:14 PM Please respond to iagi-net Tidak setuju (boleh nggak ya?) MDT acquisition itu idealnya dilakukan oleh Reservoir Engineer dan di QC dari kantor oleh Petrophysicist. InsyaAllah semua masalah data acquisition related dengan pre-calibration tool dan acquisition itu jadi minim atau tidak ada. Nah Operation atau Wellsite Geologist bisa siap-siap untuk next well. -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 2:02 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation MDT aquisition idealnya dilakukan oleh Asset / Reservoir Geologist (yang
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Sekedar bagi pengalaman saja, terkadang ops and petrophysicist berbeda pendapat. Sebagai contoh dapat saya sebutkan disini Case 1 Design wireline program - PEX - MDT - DSI-FMI - Dsb dsb .. Saya cuma bilang ke mereka lebih baik MDT dilakukan setelah DSI-FMI karena kita akan punya waktu yang cukup. Ini terjadi lho! Si doi langsung angkat ... setuju! Case 2 Ada lagi yang naro sekala 10 - 20 untuk caliper padahal lobangnya 17.5. Saya usul ke dia supaya skalanya diganti menjadi 15-25 supaya kalo ada washed out hole masih dibaca dengan enak tanpa adanya wrapping si doi ngotot ini diputusin ama bos! ini terjadi juga lho ... wah ngalah deh sama yang kayak ginian . Case 3 Mau run dual combo dan saya lihat tidak ada bow spring di netron sementara posisi density tool mendekati MSFL dan cukup jauh dari neutron si doi tenang aja . saya yang sewot, akhirnya bilang ke bos supaya ditambah bow spring, bos langsung action, si doi tetep adem ayem ... kayaknya nothing happen aza ... Case 4 Si doi memutuskan berhenti drilling karena resistivity drop dari 10 menjadi 1, sementara total gas masih cukup tinggi dan ada perubahan dari gak ada oil show menjadi ada oil show, mereka ambil mdt dan memutuskan bahwa zona tersebut air. Setelah diteliti satu persatu, akhirnya ketemu bahwa dari mdt point, semuanya menunjukkan minyak (mobility ok, diatas 50 md). Setelah debit debat sana, ternyata si doi bilang bahwa gradient yang dibuat hanya melalui satu titik saja dan dibuat saja berdasarkan asumsi 0.44 psi/ft setelah ditelusuri dia bilang lesson and learnt dari sumur sebelah . saya cuma bilang ke doi ... kamu udah ngubur potensi oil leg seratus meter! management binung! .. operation geologist mesam mesem mungkin bener mungkin juga salah, namanya juga manusia ... he he ... Case 5 Pernah suatu kali si doi mau cancel sidewall core (percussion) dan team masih mau run, datanglah ramai ramai diskusi, saya bilang ke doi kenapa ente mau cancel, eh gak nyangka si doi bilang ... itu kpi saya, sebab kalo stuk, saya yang disalahin, kpi drop akhirnya saya nunjukin statistik wireline operation selama 60 jam terakhir dan coba convin si doi ... eh ladalah ... oke, sekarang di run akhirnya sukses lho, nothing happen Case 6 Perjalanan ke afrika untuk lihat lihat mudlogging dan wireline kontraktor disana. Si doi udah dua minggu disana sebelum saya dan qc semuanya (wireline) and bilang ama big bos gak ada isu dan masalah bos ... oke oke aja seminggu kemudian saya datang ke site, dua hari nyempetin lihat wireline unit . dan bilang ama bos . bos bos . urgent urgent, harus segera bertindak karena mereka gak punya ini gak punya itu eh si bos ngerojer dan bilang kepada saya kenapa si doi bilang gak ada masalah? . Case 7 ... wah doi marah nanti nih . Maaf, tidak bermaksud bahwa ops itu tahu semuanya tapi kadangkala opininya bisa dipake juga ... gitu lho .. Sekarang saya lagi review mdt data yang diinterpretasikan oleh si doi water .. hmmm kalo dilihat dari mudlog dan wirelinenya kayaknya ada potensi gas dan light oil ...hmmm . di sumur sebelahnya, bos si doi berusaha ngencel log mdt di zona yang dianggap air dan tight akhirnya setelah bibir agak dower, team bilang ... oke run saja dan see what happen akhirnya bisa ngambil gas di zona yang disangka air dan tim ngetes ... he he ... keluar 120 bopd! . si doi bilang : bener khan? (gak tahu yang bener si doi atau yang laennya). see you next week ... disini besok senin libur . aku cerita doi yang disini ya, bukan di negeri tercinta! kalo disono doinya pasti gut .. gut lah ... On 4/28/06, Innaka, Riky [EMAIL PROTECTED] wrote: Setuju Mas Ferdi, Ya tiap perusahaan punya corporate culture sendiri-sendiri. Pengalaman saya di tempat bernaung yang dulu, penentuan pre-test pointnya malah pada saat kita drilling, dan cukup hanya Ops.Geo dan Ops.Eng yang menentukan dimana saja pre-test point, berapa banyak, apakah perlu ambil sampel fluid, jenis toolnya apa, dll, dengan mempertimbangkan semua yan Mas Ferdi sebutkan dibawah. Point saya di email sebelumnya, yang lebih punya deep knowledge tentang pretest job itu adalah Operation Engineer dan Petrophysicist. Hal ini bukan berarti Ops.Geo atau Wellsite Geo tidak punya knowledge yang baik, tapi ya dikembalikan sajalah ke fungsi yang seharusnya. Lagipula Ops.Geo atau Wellsite.Geo kan manusia juga (Seperti lagunya Seriues), perlu istirahat untuk fokus ke Well atau pekerjaan yang berikutnya. Terimakasih Sharing Info-nya Mas. Salam - Riky -Original Message- From: [EMAIL PROTECTED] [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, April 28, 2006 3:01 PM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation man teman.. mungkin saya bisa sharing . kalo disini kita ada memo untuk pretest supervise... saat di kantor pengambilan keputusan
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
saya juga mu share sedikit... ini pengalaman disini di carigali, untuk bisa meng claim reserve, tidak cukup dengan OFA dan pressure plot, walaupun ini appraisal well. minyak/gas nya harus diangkat ke atas dan di lihat. saya pernah dapat problem seperti ini, dan yang disalahkan adalah saya karena menurut RCT(reserve committe team) prosedur nya sudah jelas. padahal pada waktu drilling saya sudah mengemis-ngemis untuk pake uang budget sisa untuk ambil sample di zone tsb. (budget sisa karena program DST di tolak). fbs - Original Message From: tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56:02 AM Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah stabil sebelum melakukan PT. Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. Sekian -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
*Mas Ferdi,* apa berarti patahannya memang tidak sealing...? *karena pressure gradient-nya beda maka lalu diinterpretasikan sealing (at least di antara 2 reservoir yang kita bandingkan tersebut *dan apa memang pada awalnya terdapat perbedaan pressure antar compartement dari patahan tersebut sebelum diproduksi...? *ya perbedaan (berdasarakan pengukuran MDT tool) ini yang menjadi dasar interpretasi bahwa patahan tersebut sealing* atau mungkinsetelah diplot dengan density hc yang berbeda jadi berkomunikasi ? *yang ini menurut saya sudah dicerminkan dalam plot gradient tersebut..ketika density hcnya beda ya (makanya gradient gas punya range, minyak dan air juga begitu, bukan ?) akan berbeda pula plot pressure-nya (i.e tidak membuat 2 reservoir tersebut pada 1 gradient atau 2 gradient yang sinambung, gas dan minyak misalnya). Bisa saja terjadi 2 atau lebih reservoir yang menunjukkan pressure gradient yang segaris, nah disini lalu mesti dilihat hubungan letak/posisi antara ke 2/lebih reservoir tersebut. Geologically, is it likely or unlikely for them to be in-communication ? or is it just coincidence (relates to density HC or other factor) ? * *disclaimer : semua skenario diatas adalah skenario pra produksi (i.e virgin pressure)..jadi, setuju dengan Mas Hanif, buat pasca produksi ceritanya tidak sesederhana ilustrasi diatas. * salam, tony On 4/27/06, [EMAIL PROTECTED] [EMAIL PROTECTED] wrote: Mas Tony apa berarti patahannya memang tidak sealing...? dan apa memang pada awalnya terdapat perbedaan pressure antar compartement dari patahan tersebut sebelum diproduksi...? atau mungkin karena menggunakan gradien yang juga dipengaruhi oleh density hc yang kita masukkan , sehingga untuk density hc tertentu kita bilang tidak komunikasi dan setelah diplot dengan density hc yang berbeda jadi berkomunikasi Regards Kartiko-Samodro Telp : 3852 |-+ | | tony soelistyo | | | [EMAIL PROTECTED]| | | ail.com | | || | | 27/04/2006 01:49 | | | PM | | | Please respond to| | | iagi-net | | || |-+ -| | | | To: iagi-net@iagi.or.id | | cc: | | Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation| -| setuju Nengah...satu kemungkinan yang lain adalah apabila dipisahkan/terpisahkan oleh patahan dimana sealing capacity patahan tersebut bisa ditembus akibat produksi di salah satu sisi patahan. Aku tahu-nya di lapangan yang dimiliki Murphy di Malaysia sini, perilakunya sepertinya menunjukkan kemungkinan yang kusebutkan di atas. I was wondering is there any other examples ? p.s: how's aussie ? setuju juga buat Mas Simon di point no. 5 On 4/27/06, I Nengah Nuada [EMAIL PROTECTED] wrote: Mas Tony, Secara teori mungkin saja terjadi karena setiap shale mempunyai sealing capacity tertentu. Misalnya, ada shale yang tetap sealing kalo perbedaan pressure reservoir yang berdekatan 20 psi (misal), tapi begitu salah satu reservoir diproduksi (dalam hal ini reservoir dengan formation pressure lebih kecil) maka perbedaan tekanan formasi antara kedua reservoir tsb semakin besar yang membuat shale menjadi leaking yang pada akhirnya juga menurunkan tekanan reservoir yang satunya. Sekedar pemikiran. Salam, INN On 4/27/06, tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] wrote: ha5x..betul juga...tapi kalau yang geology-related..not cement-related ada tidak ? On 4/27/06, Herry Maulana [EMAIL PROTECTED] wrote: *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Ada, tapi behind pipe communication due to commingled production... :-) - Original Message From: tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Thursday, 27 April, 2006 9:56:02 AM Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Mas Tony.. Untuk faults tentu agak berbeda saat kita mengkorelasikan suatu reservoir : mis kita punya reservoir A dan B di hanging wall dan reservoir A dan B di footwallnya. tidak selalu bahwa reservoir A di hanging wall connected dengan reservoir A di footwall , tapi karena displacement justru sebenarnya reservoir A connected dengan B. Kalau migrasi terjadi setelah displacement , maka reservoir A di hanging wallnya bisa mempunyai gradienHC yang berbeda dengan reservoir A di footwallnya , tapi malah sama dengan reservoir B di footwallnya. justru itu selain dari gradien pressure , akan lebih menyakinkan kalau kita bandingkan jenic hcnya , apakah memang reservoir yang kita anggap connected tersebut memiliki jenis hc yang sama atau tidak, tentunya dari data sebelum diproduksi. kalau memang awalnya berbeda jenis hcnya dan kemudian setelah diproduksi ternyata ada pengaruhnya terhadap pressure di sisi lain dari faults yang selevel dengan reservoir itu ya mungkin bisa kita katakan ada pengaruh produksi terhadap faults tersebut...tapi kalau awalnya jenis hcnya sama ya agak sulit mengatakan bahwa awalnya disconnected. Mungkin rekan lain ada yang menambahkan atau mengkoreksi Regards Kartiko-Samodro Telp : 3852 |-+ | | tony soelistyo | | | [EMAIL PROTECTED]| | | ail.com | | || | | 27/04/2006 04:05 | | | PM | | | Please respond to| | | iagi-net | | || |-+ -| | | | To: iagi-net@iagi.or.id | | cc: | | Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation | -| *Mas Ferdi,* apa berarti patahannya memang tidak sealing...? *karena pressure gradient-nya beda maka lalu diinterpretasikan sealing (at least di antara 2 reservoir yang kita bandingkan tersebut *dan apa memang pada awalnya terdapat perbedaan pressure antar compartement dari patahan tersebut sebelum diproduksi...? *ya perbedaan (berdasarakan pengukuran MDT tool) ini yang menjadi dasar interpretasi bahwa patahan tersebut sealing* atau mungkinsetelah diplot dengan density hc yang berbeda jadi berkomunikasi ? *yang ini menurut saya sudah dicerminkan dalam plot gradient tersebut..ketika density hcnya beda ya (makanya gradient gas punya range, minyak dan air juga begitu, bukan ?) akan berbeda pula plot pressure-nya (i.e tidak membuat 2 reservoir tersebut pada 1 gradient atau 2 gradient yang sinambung, gas dan minyak misalnya). Bisa saja terjadi 2 atau lebih reservoir yang menunjukkan pressure gradient yang segaris, nah disini lalu mesti dilihat hubungan letak/posisi antara ke 2/lebih reservoir tersebut. Geologically, is it likely or unlikely for them to be in-communication ? or is it just coincidence (relates to density HC or other factor) ? * *disclaimer : semua skenario diatas adalah skenario pra produksi (i.e virgin pressure)..jadi, setuju dengan Mas Hanif, buat pasca produksi ceritanya tidak sesederhana ilustrasi diatas. * salam, tony On 4/27/06, [EMAIL PROTECTED] [EMAIL PROTECTED] wrote: Mas Tony apa berarti patahannya memang tidak sealing...? dan apa memang pada awalnya terdapat perbedaan pressure antar compartement dari patahan tersebut sebelum diproduksi...? atau mungkin karena menggunakan gradien yang juga dipengaruhi oleh density hc yang kita masukkan , sehingga untuk density hc tertentu kita bilang tidak komunikasi dan setelah diplot dengan density hc yang berbeda jadi berkomunikasi Regards Kartiko-Samodro Telp : 3852 |-+ | | tony soelistyo | | | [EMAIL PROTECTED]| | | ail.com | | || | | 27/04/2006 01:49 | | | PM | | | Please respond to| | | iagi-net | | || |-+ -| | | | To: iagi-net@iagi.or.id | | cc: | | Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
setuju, Fer..makanya saya tidak menyebutkan reservoir yang sama..saya menyebutkan 2 reservoir atau lebih yang kita bandingkan, bukan ?..I didn't say sand A to sand A (though it's still possible if the displacement is less than the thickness of the sand A in both sides of the fault):-) On 4/27/06, [EMAIL PROTECTED] [EMAIL PROTECTED] wrote: Mas Tony.. Untuk faults tentu agak berbeda saat kita mengkorelasikan suatu reservoir : mis kita punya reservoir A dan B di hanging wall dan reservoir A dan B di footwallnya. tidak selalu bahwa reservoir A di hanging wall connected dengan reservoir A di footwall , tapi karena displacement justru sebenarnya reservoir A connected dengan B. Kalau migrasi terjadi setelah displacement , maka reservoir A di hanging wallnya bisa mempunyai gradienHC yang berbeda dengan reservoir A di footwallnya , tapi malah sama dengan reservoir B di footwallnya. justru itu selain dari gradien pressure , akan lebih menyakinkan kalau kita bandingkan jenic hcnya , apakah memang reservoir yang kita anggap connected tersebut memiliki jenis hc yang sama atau tidak, tentunya dari data sebelum diproduksi. kalau memang awalnya berbeda jenis hcnya dan kemudian setelah diproduksi ternyata ada pengaruhnya terhadap pressure di sisi lain dari faults yang selevel dengan reservoir itu ya mungkin bisa kita katakan ada pengaruh produksi terhadap faults tersebut...tapi kalau awalnya jenis hcnya sama ya agak sulit mengatakan bahwa awalnya disconnected. Mungkin rekan lain ada yang menambahkan atau mengkoreksi Regards Kartiko-Samodro Telp : 3852 |-+ | | tony soelistyo | | | [EMAIL PROTECTED]| | | ail.com | | || | | 27/04/2006 04:05 | | | PM | | | Please respond to| | | iagi-net | | || |-+ -| | | | To: iagi-net@iagi.or.id | | cc: | | Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation| -| *Mas Ferdi,* apa berarti patahannya memang tidak sealing...? *karena pressure gradient-nya beda maka lalu diinterpretasikan sealing (at least di antara 2 reservoir yang kita bandingkan tersebut *dan apa memang pada awalnya terdapat perbedaan pressure antar compartement dari patahan tersebut sebelum diproduksi...? *ya perbedaan (berdasarakan pengukuran MDT tool) ini yang menjadi dasar interpretasi bahwa patahan tersebut sealing* atau mungkinsetelah diplot dengan density hc yang berbeda jadi berkomunikasi ? *yang ini menurut saya sudah dicerminkan dalam plot gradient tersebut..ketika density hcnya beda ya (makanya gradient gas punya range, minyak dan air juga begitu, bukan ?) akan berbeda pula plot pressure-nya (i.e tidak membuat 2 reservoir tersebut pada 1 gradient atau 2 gradient yang sinambung, gas dan minyak misalnya). Bisa saja terjadi 2 atau lebih reservoir yang menunjukkan pressure gradient yang segaris, nah disini lalu mesti dilihat hubungan letak/posisi antara ke 2/lebih reservoir tersebut. Geologically, is it likely or unlikely for them to be in-communication ? or is it just coincidence (relates to density HC or other factor) ? * *disclaimer : semua skenario diatas adalah skenario pra produksi (i.e virgin pressure)..jadi, setuju dengan Mas Hanif, buat pasca produksi ceritanya tidak sesederhana ilustrasi diatas. * salam, tony On 4/27/06, [EMAIL PROTECTED] [EMAIL PROTECTED] wrote: Mas Tony apa berarti patahannya memang tidak sealing...? dan apa memang pada awalnya terdapat perbedaan pressure antar compartement dari patahan tersebut sebelum diproduksi...? atau mungkin karena menggunakan gradien yang juga dipengaruhi oleh density hc yang kita masukkan , sehingga untuk density hc tertentu kita bilang tidak komunikasi dan setelah diplot dengan density hc yang berbeda jadi berkomunikasi Regards Kartiko-Samodro Telp : 3852 |-+ | | tony soelistyo | | | [EMAIL PROTECTED]| | | ail.com | | || | | 27/04/2006 01:49 | | | PM | | | Please respond to| | | iagi-net
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Pak Shofi, Untuk QC MDT pressure data bisa dilakukan sbb : 1) Lihat build-up curvenya, build-up yg cepat lebih meyakinkan validitasnya (berhubungan dengan mobilitas), maaf di meja saya tidak ada pressure chartnya jadi gak bisa kasih tau berapa psi/sc yg dianggap cepat itu 2) Nilai mobilitinya, lebih dari 1 umumnya valid. 3) Waktu yg pendek untuk mencapai kestabilan pressure juga lebih meyakinkan validitasnya, yg pasti kalau pressure naik terus secara perlahan dan mendekati mud pressure artinya supercharge. Tapi kalau pressure naik cepat dan stabil pada nilai tinggi artinya high formation pressure 4) Hati2 pada pressure test bottom-up, karena menstabilkan temperatur ke arah yg lebih rendah relatif membutuhkan waktu lebih lama dari sebaliknya. Bandingkan Mud Pressure before dg after test untuk mengetahui apakah temperatur alat sudah stabil. 5) Benar, kalau dari LFA sudah menunjukkan formation fluid, yg pasti tidak terjadi supercharge 6) Kalau LFA menunjukkan (100%) mud filtrate, maka kita tidak bisa mengetahui formation fluidnya 7) Kalau Pressure datanya valid, maka kalau 2 reservoir dengan komposisi fluid yg sama memiliki pressure regime yg berbeda maka keduanya terpisah oleh permeability barrier. Hati2 dg komposisi fluid yg berbeda secara vertikal, karena keduanya bisa memiliki pressure regime yg berbeda walaupun connected. Pressure regime diketahui dengan unit pressure dalam equivalent density Semoga bermanfaat. A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 6:45 AM To: iagi-net@iagi.or.id Cc: Shofiyuddin Subject: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang memperhatikan efek histerisis? Untuk melakukan interpretasi seperti penentuan gradien, saya juga membandingkannya dengan data dari OFA/LFA dan PO sample. Kalo yang keluar adalah HC, saya berkeyakinan data itu valid dan bagus, adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? Nah kalao yang keluar itu filtrate, adakah cara yang harus dilakukan untuk mengetahui jenis HC atau formation fluid nya? Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? Pitfall apa sajakah yang diperlukan untuk interpretasi pre-test ini. Maaf kebanyakan nanya, soale lagi dikejar deadline ... thanks sebelumnya? kalo ada paper atau reference, bolehlah kirim lewat japri -- Salam hangat Shofi - 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 -
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Pressure gradient bisa digunakan antara lain untuk : 1) penentuan fluid contact dari beberapa reservoir secara vertikal 2) pressure regime pada fluid type yg sama, pada kedalaman yg sama dari lokasi yg secara lateral berbeda 3) pada reservoir yg cukup tebal, untuk mengetahui ada tidaknya perubahan komposisi fluid dan fluid contact A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: Romdoni [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:05 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah stabil sebelum melakukan PT. Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. Sekian -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 6:45 AM To: iagi-net@iagi.or.id Cc: Shofiyuddin Subject: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang memperhatikan efek histerisis? Untuk melakukan interpretasi seperti penentuan gradien, saya juga membandingkannya dengan data dari OFA/LFA dan PO sample. Kalo yang keluar adalah HC, saya berkeyakinan data itu valid dan bagus, adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? Nah kalao yang keluar itu filtrate, adakah cara yang harus dilakukan untuk mengetahui jenis HC atau formation fluid nya? Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? Pitfall apa sajakah yang diperlukan untuk interpretasi pre-test ini. Maaf kebanyakan nanya, soale lagi dikejar deadline ... thanks sebelumnya? kalo ada paper atau reference, bolehlah kirim lewat japri -- Salam hangat Shofi - 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 - - 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
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Mas Tony, 1) yg harus dilakukan adalah bahwa flushing flowline terhadap fluid dari test sebelumnya benar2 bersih (=seluruh flow line terisi lumpur). Nahwa kemudian saat LFA ada berbagai jenis fluid, ya memang itu faktanya. Kalau kita samplingpun kita kadang mendapatkan multi fluid di dalamnya. 2) Untuk reservoir dari satu sumur yg terpisah secara vertikal, presure gradien yg berbeda bisa : - tidak berkomunikasi (bila fluid compositionnya sama), - berkomunikasi (bila fluid compositionnya berbeda), - berkomunikasi dan komposisinya sama tapi kedua reservoir tersebut pada pressure transition zone (ada perubahan formation pressure regimenya yg cepat per satuan interval kedalaman) 3) benar, pressure gradient bisa untuk mengukur ketebalan HC column A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Untuk reservoir yg tipis2, pressure gradient valid untuk fluid type analysis sepanjang reservoir2 itu berada dalam pressure regime yg sama. Sebaliknya, Bila kita yakin fluid typenya sama, maka pressure gradient dapat digunakan untuk mengetahui apakah ada perbedaan formation pressure regime Yg repot kalau data pressure dari reservoir berbeda, tidak tau fluid compositionnya, tidak tau pula apakah formation pressure regime dari reservoir2 itu sama atau tidak A R I E F B U D I M A N Pertamina - Eksplorasi Sumatra Phone: (021) 350 2150 ext.1782 Mobile : 0813 1770 4257 / (021) 70 23 73 63 -Original Message- From: Romdoni [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 9:32 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Betul mas tony, Saya setuju. Pressure gradient reliable untuk sand tebal dan punya PP yang bagus. Tapi sayangnya, kita bermain di sand2 yang tipis2. Untuk mendapat 1 data saja sulit, apalagi 2 atau 3 data di satu sand body. Waktu itu kita punya sand yang ckp tebal, kemudian dilakukan Pressure gradient dan menunjukkan water zone, tapi ujung2nya tetap diminta utk di Fluid analysis (dan confirm water). -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
karena kebanyakan, saya jawab yg satu ini saja: biasanya (dlm praktek), dg pengukuran menggunakan peralatan yg sama (artinya satu kalibrasi saja), toleransi perbedaan/selisih adalah +/- 4psia. artinya, kalau selisihnya segitu, ya masih bisa dianggap satu garis atau gradien yg sama (in communication). kalau pengambilan data (pengukuran) pada waktu berbeda (misalnya sekarang dan sekian bulan/tahun lalu), apalagi dg menggunakan peralatan berbeda (dulu rft, sekarang mdt, dll), hasilnya sulit utk diperbandingkan. semoga bermanfaat. salam, syaiful On 4/26/06, Shofiyuddin [EMAIL PROTECTED] wrote: ... Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? -- Salam hangat Shofi -- Mohammad Syaiful - Explorationist Mobile: 62-812-9372808 Email: [EMAIL PROTECTED] Exploration Think Tank Indonesia (ETTI) Head Office: Jl. Tebet Barat Dalam III No.2-B Jakarta 12810 Indonesia Phone: 62-21-8356276 Fax: 62-21-83784140 Email: [EMAIL PROTECTED]
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah stabil sebelum melakukan PT. Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. Sekian -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 6:45 AM To: iagi-net@iagi.or.id Cc: Shofiyuddin Subject: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang memperhatikan efek histerisis? Untuk melakukan interpretasi seperti penentuan gradien, saya juga membandingkannya dengan data dari OFA/LFA dan PO sample. Kalo yang keluar adalah HC, saya berkeyakinan data itu valid dan bagus, adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? Nah kalao yang keluar itu filtrate, adakah cara yang harus dilakukan untuk mengetahui jenis HC atau formation fluid nya? Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? Pitfall apa sajakah yang diperlukan untuk interpretasi pre-test ini. Maaf kebanyakan nanya, soale lagi dikejar deadline ... thanks sebelumnya? kalo ada paper atau reference, bolehlah kirim lewat japri -- Salam hangat Shofi - 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 -
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
*Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah stabil sebelum melakukan PT. Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. Sekian -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 6:45 AM To: iagi-net@iagi.or.id Cc: Shofiyuddin Subject: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
selain gradient plotting, apakah ada cara lain utk meyakinkan bahwa dua atau lebih reservoir (atau sumur) dlm posisi 'in communication' atau tidak? salam, syaiful On 4/26/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: ... Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. -- Mohammad Syaiful - Explorationist Mobile: 62-812-9372808 Email: [EMAIL PROTECTED] Exploration Think Tank Indonesia (ETTI) Head Office: Jl. Tebet Barat Dalam III No.2-B Jakarta 12810 Indonesia Phone: 62-21-8356276 Fax: 62-21-83784140 Email: [EMAIL PROTECTED]
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Barangkali ada yang mau share tentang QC pressure data dari RFT/MDT sebelum kita melakukan interpretasi seperti penarikan fluid gradien dan penentuan batas fluida (GWC/GOC/OWC). Untuk QC, selama ini saya paling banyak menggunakan data mobility, lebih tinggi harganya, validitas data semakin bagus, semakin rendah (semakin tighter formation) akan semakin tinggi ketidakpastiannya. Adakah faktor laen yang berpengaruh? -QC, menurut saya ada 2 faktor penting. QC tool dan QC operation/technical. *saya biasa melakukan cek apakah INITIAL dan FINAL hydrostatic pressure dari tool pada saat melakukan PT tidak berbeda jauh (sekitar max 20psia). *apakah pressure yang dibaca benar2 FP, nah ini harus diambil saat kurva benar2 sudah flat dan tidak ada lagi build up yg cukup significant. *tight formation pun sebenarnya bisa memberikan 'pesudo' pressure, yang artinya nilainya ada, tetapi sebenarnya itu tidak valid disebut sebagai FP. *yang ingin dipastikan adalah, apakah benar saat kita melakukan PT di depth let say 3003mLogger Depth, dan itu juga yang benar2 kita PT. *intinya adalah cek INITIAL hp-cek apakah benar build up itu adalah build up formation-cek apa benar pressure akhir layak disebut sebagai FP-dan terakhir cek FINAL hp. Yang kedua, kalo kita melakukan pre-test data tidak top down, adakah koreksi yang harus dilakukan? misal pengambilan pre-test secara acak dan bottom to top? adakah equation yang memperhatikan efek histerisis? -menurut saya tidak pernah ada masalah dalam cara melakukan job, bisa dari shallow ke deep bisa juga sebaliknya, yang penting kita yakin yang kita PT adalah benar-benar reservoir yang kita inginkan. Untuk melakukan interpretasi seperti penentuan gradien, saya juga membandingkannya dengan data dari OFA/LFA dan PO sample. Kalo yang keluar adalah HC, saya berkeyakinan data itu valid dan bagus, adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? Nah kalao yang keluar itu filtrate, adakah cara yang harus dilakukan untuk mengetahui jenis HC atau formation fluid nya? -kalau yang keluar adalah filtrate, jelas ini samasekali tidak bisa mengarahkan kita ke keputusan determinasi HC. interpretasi gradien sangat valid untuk mementukan apakah dalam 1 reservoir hanya ada 1 jenis fluida atau ada lebih dari 1 jenis fluida. untuk kasus filtrate, yang perlu dimaksimalkan adalah flushing time dari formation. dgn segala pertimbangan safety (avoid stuck), tugas kita adalah mem-flush formation dgn semaximal mungkin, kalau dengan RDT yah kira2 minimal 3000cc lah. Untuk interpretasi lanjut, seringkali kita menemukan zona zona gas atau oil yang tidak terletak dalam satu garis (different pressure regime), apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? -absolutely!! Pitfall apa sajakah yang diperlukan untuk interpretasi pre-test ini. -kalau menurut saya harus yakin dulu, data kita valid atau tidak. itu key point nya. - 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 -
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
*tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Ada, tapi behind pipe communication due to commingled production... :-) - Original Message From: tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Thursday, 27 April, 2006 9:56:02 AM Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah stabil sebelum melakukan PT. Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. Sekian -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 6:45 AM To: iagi-net@iagi.or.id Cc: Shofiyuddin Subject: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation Barangkali ada yang
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
ha5x..betul juga...tapi kalau yang geology-related..not cement-related ada tidak ? Mas Syaiful, sepanjang sebatas data dari formation-pressure-tester tool saya belum tahu data lain untuk menyatakan zona satu terhadap yang lain in/not communicated selain menggunakan pressure gradient. Ada data MDT lain yang bisa dipergunakan kah ? On 4/27/06, Herry Maulana [EMAIL PROTECTED] wrote: *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Ada, tapi behind pipe communication due to commingled production... :-) - Original Message From: tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Thursday, 27 April, 2006 9:56:02 AM Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah stabil sebelum melakukan PT. Just
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Betul mas tony, Saya setuju. Pressure gradient reliable untuk sand tebal dan punya PP yang bagus. Tapi sayangnya, kita bermain di sand2 yang tipis2. Untuk mendapat 1 data saja sulit, apalagi 2 atau 3 data di satu sand body. Waktu itu kita punya sand yang ckp tebal, kemudian dilakukan Pressure gradient dan menunjukkan water zone, tapi ujung2nya tetap diminta utk di Fluid analysis (dan confirm water). -Original Message- From: tony soelistyo [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 8:56 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang significant, Tapi effect yang berpengaruh dlm kedua strategy PT tersebut hanyalah kestabilan temperature dalam tool yang dapat mempengaruhi pembacaan Quartz gauge nya yang tentu saja berpengaruh dalam keakuratan PT valuenya. Jadi konsekuensinya, Kalau kita btm-top, karena RIH cepat, maka kita butuh waktu yang lebih lama di bottom (sebelum PT#1) agar temperature di gauge sudah stabil sebelum melakukan PT. Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. Sekian -Original Message- From: Shofiyuddin [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 6:45 AM To: iagi-net@iagi.or.id Cc: Shofiyuddin Subject: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
RE: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Mas syaiful, Bagaimana dengan analysis gas while drilling ? Kalau gas system di mud logging system nya sudah menggunakan constant rate (reserval), kita dapat melakukan analysis GWD ini, pada papernya disebutkan bhw dng GWD ini dapat diketahui: lithological changes, porosity variations and permeability barriers, Seal efficiency, Gas leakage, hydrocarbon contacts, dll. Saya sendiri belum pernah melakukan itu, saya masih dalam tahap tertarik untuk menganalisis GWD dalam kaitannya untuk menentukan fluid type nya. Salam -Original Message- From: mohammad syaiful [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, April 27, 2006 9:06 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation selain gradient plotting, apakah ada cara lain utk meyakinkan bahwa dua atau lebih reservoir (atau sumur) dlm posisi 'in communication' atau tidak? salam, syaiful On 4/26/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: ... Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? Bukankah gradient nya dilakukan untuk mengetahui fluidnya yang sudah diketahui dari LFA nya. Karena pressure gradient sangat banyak keterbatasannya. -- Mohammad Syaiful - Explorationist Mobile: 62-812-9372808 Email: [EMAIL PROTECTED] Exploration Think Tank Indonesia (ETTI) Head Office: Jl. Tebet Barat Dalam III No.2-B Jakarta 12810 Indonesia Phone: 62-21-8356276 Fax: 62-21-83784140 Email: [EMAIL PROTECTED] - 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 -
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Mas Tony, Secara teori mungkin saja terjadi karena setiap shale mempunyai sealing capacity tertentu. Misalnya, ada shale yang tetap sealing kalo perbedaan pressure reservoir yang berdekatan 20 psi (misal), tapi begitu salah satu reservoir diproduksi (dalam hal ini reservoir dengan formation pressure lebih kecil) maka perbedaan tekanan formasi antara kedua reservoir tsb semakin besar yang membuat shale menjadi leaking yang pada akhirnya juga menurunkan tekanan reservoir yang satunya. Sekedar pemikiran. Salam, INN On 4/27/06, tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] wrote: ha5x..betul juga...tapi kalau yang geology-related..not cement-related ada tidak ? On 4/27/06, Herry Maulana [EMAIL PROTECTED] wrote: *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Ada, tapi behind pipe communication due to commingled production... :-) - Original Message From: tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Thursday, 27 April, 2006 9:56:02 AM Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs derivative time(excel macro), biasanya dilakukan di lapangan. Kalau grafiknya cembung kebawah berarti data tersebut valid. Tetapi saat ini setahu saya tidak digunakan lagi. Betul pak shofi, mobility bisa dijadikan acuan awal untuk memvalidasi PT. Dan pada umumya, secara statistic PT yang mempunyai mobility less than 1 dpt diinterpretasikan sebagai tight or super charge. (tumb of rule nya salah satu wireline service company). Kecuali kita pakai XPT yang applicable untuk very low mobility. Untuk pretest top-down or btm-top, sebenarnya tidak ada perbedaan yang
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
Menambahkan saja, 1) Sering orang berpikir MDT mahal, tapi MDT jauh lebih murah daripada production test, ataupun perforation yang gagal (dikira oil tapi yang keluar air padahal sudah pasang packers, dll.), jadi usahakan MDT kita conclusive, daripada high cost waktu production test / completion. 2) Menjawab Pak Romdoni ; Meski sudah disampling, tetap perlu pressure gradient, karena datanya dipakai untuk estimated contact, estimated closure, estimated representative salinity. 3) Pressure gradient juga perlu di water sand, jika dipercaya merupakan aquifer suatu hydrocarbon di atasnya. 4) Setuju ; pressure gradient akan sangat ideal jika dilakukan di sand yang tebal, tak ada Gamma Ray shale berak dan RHOB-NPHI cross-over nya menerus. Tetapi tidak berarti sand yang tipis tidak bisa dilakukan, hanya saja tidak sensitive lagi. Atau sand tipis dari beberapa multi layer, siapa tahu multi layer tersebut in-communication. 5) Menjawab Mas Tony ; antar reservoirs Communication atau tidak, saat original pressure versus setelah produksi, harus dilihat lebih dulu apakah ada mekanikal problem (crossflow, tubing karatan, cement leaking, dll). Kalau tidak ada baru dari segi geology ; reservoir communication tidak hanya di hydrocarbonnya tapi bisa saja beda hydrocarbon closure tapi satu water aquifer. Jadi seolah-olah beda reservoir, tapi setelah salah satu diproduksi ternyata saling mempengaruhi pressure trend analysis-nya. Ini banyak terjadi di Deltaic Development Field. 6) Perlu juga diketahui reservoir drive mekanismenya, apakah water drive atau depletion drive. Karena selama produksi bisa saja terjadi repressurize atau gas expanding. Menjawab QC Pak Syaiful : Menunggu Pressure test stabil cukup sampai 1 Psi saja, tapi kalau Pressure gradient harus teliti sampai 3 decimals Psi dari Quartz gauge. Kunci suksesnya ada di Wellsite geologist, dimana dia harus mempunyai : 1) Persiapan sebelum MDT point#1 - 1a) estimated Psi sebelum MDT point#1 sampai 10 Psi terdekat, dan - 1b) estimated pressure gradient sampai 2 decimal PSI/ft. 2) Saat melakukan MDT point#1 harus diukur sampai 3 decimal terakhir stabil di Quarzt gauge, 3) Persiapan sebelum MDT point#2 setelah melakukan MDT point#1 dia harus segera melakukan estimasi berapa pressure MDT point#2 pakai estimated pressure gradient 1b) sampai 3 decimal sebagai pedoman saat actual MDT point#2 diukur hingga stabil. 4) Demikian juga dia harus membuat estimasi MDT point#3 dengan memakai actual MDT point#1 dan point#2, serta actual pressure gradient. Semua harus dilakukan di logging unit langsung di lapangan. Sehingga kalau terjadi garis yang tidak ideal dari 3 titik MDT tersebut, dia bisa langsung melakukan MDT point#4 untuk konfirmasi data. Jika tidak maka hasil Pressure Gradientnya menjadi inconclusive. Herry Maulana [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id hoo.com cc: Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and 27/04/2006 10:20 Interpretation AM Please respond to iagi-net *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Ada, tapi behind pipe communication due to commingled production... :-) - Original Message From: tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Thursday, 27 April, 2006 9:56:02 AM Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue
Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation
setuju Nengah...satu kemungkinan yang lain adalah apabila dipisahkan/terpisahkan oleh patahan dimana sealing capacity patahan tersebut bisa ditembus akibat produksi di salah satu sisi patahan. Aku tahu-nya di lapangan yang dimiliki Murphy di Malaysia sini, perilakunya sepertinya menunjukkan kemungkinan yang kusebutkan di atas. I was wondering is there any other examples ? p.s: how's aussie ? setuju juga buat Mas Simon di point no. 5 On 4/27/06, I Nengah Nuada [EMAIL PROTECTED] wrote: Mas Tony, Secara teori mungkin saja terjadi karena setiap shale mempunyai sealing capacity tertentu. Misalnya, ada shale yang tetap sealing kalo perbedaan pressure reservoir yang berdekatan 20 psi (misal), tapi begitu salah satu reservoir diproduksi (dalam hal ini reservoir dengan formation pressure lebih kecil) maka perbedaan tekanan formasi antara kedua reservoir tsb semakin besar yang membuat shale menjadi leaking yang pada akhirnya juga menurunkan tekanan reservoir yang satunya. Sekedar pemikiran. Salam, INN On 4/27/06, tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] wrote: ha5x..betul juga...tapi kalau yang geology-related..not cement-related ada tidak ? On 4/27/06, Herry Maulana [EMAIL PROTECTED] wrote: *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Ada, tapi behind pipe communication due to commingled production... :-) - Original Message From: tony soelistyo [EMAIL PROTECTED] To: iagi-net@iagi.or.id Sent: Thursday, 27 April, 2006 9:56:02 AM Subject: Re: [iagi-net-l] Pressure data QC and Interpretation *Berikut beberapa point yang mungkin bisa bermanfaat berdasarkan apa yang saya alami.* ** Mas Shofi wrote :adakah pitfall untuk interpretasi dari LFA/OFA ini? *ada, Mas. Data LFA/OFA itu seringkali juga tidak selalu memberikan konfirmasi apakah fluidanya gas atau oil atau filtrate atau water. Pernah mengalami P/O (pump out) lalu melihat LFA/OFA dan disana gas flag ada, oil colouration ada tapi juga channel blue (airnya) ada atau resistivity sensor curve-nya bergerak (artinya ada air)? Atau oil colourationnya rendah terus padahal sudah memompa sekian puluh liter dalam sekian puluh menit (dalam barangkali invasinya ya)? * *Biasanya lalu untuk reservoir yang kiritikal (semuanya biasanya kritikal buat GG...he5x) dilihat dari potential volumenya, setelah OFA/LFA lalu diikuti dengan sampling. Saya tidak bilang setiap LFA/OFA tidak bisa dipercaya lho, karena banyak kasus juga LFA/OFA digabung dengan pretest gradient, log character memberikan data yang sudah sangat cukup untuk mengetahui apa fulidanya dan berapa potential kolomnya. Nah, untuk reservoir yang tipis (low PP), disinilah LFA/OFA comes very handy tapi di reservoir seperti ini pula yang paling sering terjadi ambiguity...:-)* apakah kita bisa memberikan interpretasi bahwa zona gas tersebut dispisahkan oleh permeability barrier and not communication with other sand body? *menyambung komentarnya Mas Syaiful, rule of thumb saya : zona-zona yang tidak segaris (diluar batas toleransi +/- psia) sudah pasti not in communication, tapi bukan berarti zona yang segaris sudah pasti in communication, they're maybe in communication in geology-time but not necessarily in production time.* *tapi sekarang giliran saya yang bertanya : adakah yang pernah mengalami zona-zona yang diinterpretasi not-incommunication dari data pretests ternyata ketika diproduksi dan diambil pretest datanya lagi dan mungkin juga data dari sumur-sumur produksi berikutnya, ternyata menjadi in-comunication dalam masa produksi ?* Mas Romdoni wrote : Just curious, Kalau sudah ada data fluid analysis, untuk apa di gradient lagi yah mas? *gradient tetap diperlukan karena: * *1. kemungkinan terjadinya ambiguity dari analisa LFA/OFA * *2. dipergunakan untuk mengestimasi tinggi kolom HC dan juga kontak* *malah kalau pakai pakem alm. Unocal dalam explorasi (SX = Saturation Exploration), kalau bisa digradient-khan, seberapa kritikal LFA/OFA dilakukan di zona tersebut (i.e. LFA/OFA hanya pada zona-zona tertentu saja). * *Kalau reservoirnya tebal-tebal dan punya PP yang bagus, mestinya pretest gradient itu reliable lho.* *salam,* *tony (tadi pagi satu LRT kita kayanya, Mas Shofi) * On 4/27/06, Romdoni [EMAIL PROTECTED] wrote: Pak shofi, sekedar sharing pengalaman. Untuk QC pressure, langkah awal, Kita bisa lihat dari PTA analysis nya (bentuk build up, kestabilan atau repeatabilitynya). Sewaktu di oil company sebelumnya, saya menggunakan horner plot antara pressure vs
