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