View
294
Download
2
Category
Preview:
Citation preview
Evaluasi Formasi dan Estimasi Permeabilitas Pada Reservoir Karbonat Menggunakan
Carman Kozceny, Single Transformasi dan Persamaan Timur
Oleh:Ari Teguh Sugiarto
1109100053
Dosen Pembimbing:Prof. Dr.rer.nat Bagus Jaya Santosa, S.U
Dr. Dwa Desa Warnana
Jurusan FisikaFMIPA
Institute Teknologi Sepuluh NopemberSurabaya
LATAR BELAKANG
Penentuan zona hidrokarbon harus mengetahui parameter-parameter pada zona reservoir (Porositas, Saturasi Hidrokarbon, permeabilitas dan litofasies).
Subsitusi fluida, hydraulic flow unit dan zona permeabel
Evaluasi Formasi dan Estimasi Permeabilitas menggunakan data Log, Formasi Test dan data core
Log NMR
Melakukan evaluasi formasi yang digunakan untuk mengetahui batas zona reservoir, nilai porositas dan saturasi air pada sumur G402. Mengetahui apakah terdapat perbedaan nilai permeabilitas dalam
perhitungan menggunakan persamaan Carman Kozceny, Single Transformasi dan Persamaan Timur. Menentukan mana yang optimum untuk estimasi permeabilitas pada
studi kasus lapangan karbonat.
Here comes your footer Page 3
TUJUAN
Evaluasi formasi hanya dilakukan pada sumur G402 untuk mengetahui nilai porositas, permebilitas dan saturasi air. Melakukan estimasi permebilitas dengan menggunakan persamaan
Carman Kozceny, Single Transformasi dan Persamaan Timur.
Here comes your footer Page 4
BATASAN MASALAH
TINJAUAN PUSTAKA
Evaluasi formasi batuan adalah suatu proses analisis ciri dan sifat batuan di bawah tanah dengan menggunakan hasil pengukuran lubang sumur
(Harsono, 1997).
Tujuan:• Untuk mengidentifikasi reservoar • Memperkirakan cadangan hidrokarbon• Memperkirakan perolehan hidrokarbon .
Metode:• Coring• Wellloging
CORING
Coring merupakan metode yang digunakan untuk mengambil batu inti
(core) dari dalam lubang bor (Bateman,1985).
• Tipe sementasi dan distribusi dari porositas dan permeabilitas•Tipe mineral• Kehadiran fracture•Kenampakan dip
Well logging merupakan perekaman karakteristik dari suatu formasi batuan
yang diperoleh melalui pengukuran pada sumur bor (Ellis & Singer,2008).
• Log GR (Radioaktifitas alam)• Log Resistivitas• Log Densitas• Log Neutron (Kandungan Hidrogen)
WELL LOGGING
ANALISA KUALITATIF
• log gamma rayInterpretasi litologi
• log ResistivitasInterpretasi fluida
reservoir
• log GR• log Resistivitas• log Densitas
Interpretasi Gas Oil Contact (GOC), Gas
Water Contact (GWC) danOil Water Contact (OWC)
ANALISA KUANTITATIF
Analisa log kuantitatif membedakan antara clean formation danshaly formation.
• Porositas efektif (Φ)Log densitas dan Log neutron
• Saturasi air (SW)Persamaan Archie
• Permaebilitas (K)Persamaan Carman KozcenySingle Transformasi dan Persamaan Timur
DIAGRAM ALIR EVALUASI FORMASI
DIAGRAM ALIR ESTIMASI PERMEABILITAS
KETERSEDIAAN DATA
Log Curve G402Hole ENV. CALI
GRLithology CGRResistivity MSFL
ILDNPHI
Porosity RHOBDT
Core DataRoutine Analysis (core & SWC) √
Advance Analysis (Electrical Properties) √ Petrography √
Water Analysis √DST √ RFT √
GR Clean : 4 GR Clay : 33
G402
GR Clay
GR Clean
ESTIMASI VOLUME SHALE
1
2
G402
ESTIMASI POROSITAS
Porosity Parameters;Neu Wet Clay :0.242Rho Wet Clay : 2.536Rho Dry Clay : 2.65
Porosity Equations;ØN Corr = ØN – [(ØN clay/0.45) X 0.30 x V shale]ØD Corr = ØD – [(ØD clay/0.45) X 0.13 x V shale]
ØN‐D = ( ØN Corr + ØD Corr ) / 2
y = 1.0133x + 0.0044R² = 0.7775
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
PHIC
ore,
Fra
cPHI Log, Frac
HASIL ESTIMASI POROSITAS
RW= 0,45 @ 75°FRW= 0,17376 @ 205°F
Water Analysis :
Ro = F × Rw
ESTIMASI WATER SATURATION AND OWC
y = 180.44e-16.07x
R² = 0.9665
1
10
100
1000
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
Ro
(Ωm
)
Porosity, Frac
Depth PorosityFormasi Faktor
Ft Dec FF RW Ro7501 0.035 653 0.17376113.465287505 0.186 34.5 0.17376 5.994727509 0.233 27.5 0.17376 4.77847511 0.233 30.1 0.17376 5.230176
Saturation Equation :
Dari hasil grafik diatas menunjukkan OWC berada pada kedalaman 7510 FtTVDSS / 7548 Ft MD
7,350
7,400
7,450
7,500
7,550
7,600
3,480 3,500 3,520 3,540 3,560 3,580
Dep
th, F
t TVD
ss
Pressure, Psi
Pressure Plot
Oil
Water
Linear (Oil Gradient : 0.294 psi/ft )
Linear (Water Gradient : 0.484 psi/ft)
OWC
OWC at 7510 ft
Archie formulaParameter :a = 1n = 2m = Variabel
1
2
34
HASIL ESTIMASI WATER SATURATION
ESTIMASI PERMEABILITAS
Estimasi permeabilitas pada kedalaman 7488-7545 Ft
1. Carman Kozceny2. Single Transformasi3. Persamaan Timur
Korelasi Data Core Korelasi data DST
Nilai Permeabilitas Klasifikasi (mD)
Ketat (Tight) <5
Cukup (fair) 5 sampai 10
Baik (good) 10-100
Baik Sekali (very good) 100-1000
Klasifikasi permeabilitas Kualitatif (Koesomadinata, 1978 ):
PERSAMAAN CARMAN KOZCENY
y = 37.11x - 8.16R² = 0.9482
y = 61.667x - 24.528R² = 0.9799
y = 1.6124x + 108.58R² = 0.962
y = 0.4646x + 120.09R² = 0.8814
y = 53.229x - 22.152R² = 0.9931
y = 24.222x + 27.628R² = 0.9845
y = 5.0878x + 88.263R² = 0.9676
0
20
40
60
80
100
120
140
0.1 1 10 100
Num
ber S
ampl
e
Flow Zone Indicator (FZI)
FZI Average
HFU 1 22.361
HFU 2 7.515
HFU 3 4.274
HFU 4 2.241
HFU 5 1.413
HFU 6 0.685
HFU 7 0.335
y = 0.4158x0.6574
R² = 0.38840.001
0.01
0.1
1
10
100
0.01 0.1 1 10 100
Perm
_Pre
dic,
mD
Core_Perm, mD
Depth DST KHC_Predict (CK)
7428 Tight 0.81644951
7494 Very Good 259.4846925
7499 Good 17.167704997
7503 Fair 8.978948038
7513 Very Tight 0.46041753
y = 0.338x - 0.003R² = 0.928
y = 0.685x - 0.000R² = 0.984
y = 1.426x - 0.013R² = 0.953
y = 2.237x + 0.004R² = 0.911
y = 4.278x - 0.004R² = 0.967
y = 7.476x + 0.039R² = 0.878
y = 22.37x - 0.009R² = 0.928
0.001
0.01
0.1
1
10
0.001 0.01 0.1 1
RQ
I
PHIZ
HASIL PERSAMAAN CARMAN KOZCENY
SINGLE TRANSFORMASI
y = 0.3685x0.6502
R² = 0.3945
0.001
0.01
0.1
1
10
100
0.01 1 100
Perm
_Pre
dic,
mD
Core_Perm, mD
y = 209.31x3.2051R² = 0.984y = 1075.5x3.2513
R² = 0.9853
y = 3453.7x3.2003R² = 0.9828
y = 9630.5x3.1287R² = 0.9895
y = 23379x3.039R² = 0.9719
y = 53770x2.8666R² = 0.9685
y = 677719x3.0826R² = 0.9525
0.001
0.01
0.1
1
10
100
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3
Cor
e_Pe
rm, m
D
Core_Porositas, Dec
Depth DSTKHC_Predict (TRNSF)
7428 Tight 0.719138
7494 Very Good 193.8684
7499 Good 6.823095
7503 Fair 3.938373
7513 Very Tight 0.471395
PERSAMAAN TIMUR
y = 0.141x0.842
R² = 0.498
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
0.01 0.1 1 10 100
Perm
_pre
dic,
mD
Core_Perm, mD
Depth DST perm timur
7428 Tight 7.1214
7494 Very Good 34.3051
7499 Good 32.2741
7503 Fair 11.5794
7513 Very Tight 0.2678
HASIL ESTIMASI PERMEABILITAS
KESIMPULANHasi dari evaluasi formasi didapatkan Sebagai berikut:
• Zona reservoir 7390-8249 Ft.• Hasil ini dapat diketahui bahwa perhitungan porositaslog menggunakan data log Densitas dan Neutronmenghasilkan nilai yang cukup baik R2=0.775• Perhitungan saturasi air dengan menggunakanvariabel-m menunjukkan hasil yang baik [OWC (oilwater contact) menunjukkan hasil yang sama dengandata tes tekanan formasi dan data tes kandungan fluidapada kedalaman 7548 Ft].
Terdapat perbedaan hasil dalam perhitungan nilaipermeabilitas. Carman Kozceny dan Single Transformasimenurut hasil klaster Hydraulic Flow Unit (HFU), sedangkanestimasi menggunakan persamaan Timur menggunakan datasaturasi air.
Estimasi permebilitas yang optimum adalah persamaancarman kozceny karena memiliki nilai koefisien korelasi yangtinggi di bandingkan dengan metode single transformasi danpersamaan timur setelah dikorelasikan dengan data core danDrill Steam Test (DST).
SARAN
Diperlukan data log FMI sebagai variabel tambahan (fracture, vuggy index, evaporites atau tight rock flugs)
dan mengetahui data lithofacies untuk melakukan identifikasi karakteristik zona penelitian.
TERIMA KASIH
Recommended