BY SARJU WINARDI DEPT. OF GEOLOGICAL ENG GADJAH MADA UNIVERSITY
CONTENTS
Undisturbed reservoir vs invasion Petrophysical properties HC identification Archie experiment Evaluation procedures Environmental correction Temperature calculation Rw & Rmf calculation m (cementation exponent) calculation Multimineral identification Shale volume calculation Porosity calculation Fluid saturation calculation Moveable oil calculation
THE UNDISTURBED RESERVOIR Matrix batuan bisa tersusun oleh: - butiran pasir - butiran calcite - butiran dolomite - atau campuran ketiga-tiganya. Diantara butiran butiran terdapat poripori yg dapat terisi oleh : air, minyak dan/ atau gas. Air membentuk film tipis yang menyelimuti butiran batuan dan menempati celah celah yang paling sempit. Air tadi membentuk jalur yang tak putus-putus, meskipun sangat berliku-liku menembus struktur batuan. Oil menempati ruang pori yang lebih besar. Kalau ada gas, ia akan menempati pori yang paling besar.
Undisturbed Reservoir
INVASION PROFILE
Invasion picture on the resistivity logs Depth of investigations: -LL8 - 1 ft ~ Rxo -ILM - 2 ft -ILD - 5 ft ~ Rt Dapat disimpulkan bahwa: Sands ⇒ water bearing Lumpurnya tawar sebab LL8 >> ILD dalam reservoir. Invasi-nya dangkal karena ILM~ILD Shales tidak punya perme abilitas karena ketiga kurva bertumpukan jadi satu.
Invasion Profiles Notes: 1. Rxo > Rt 2. Dalam formasi yang porositasnya tinggi dan Sh-nya tinggi pula akan timbul annulus (hanya berumur beberapa hari saja)
Petrophysical Properties Parameter parameter batuan
yang penting dalam
analisa log adalah: Porositas (ø, %) Kadar air / Water saturation (Sw, %)) Permeabilitas (K, mD) Dua
yang pertama menentukan: jumlah oil atau gas dalam reservoir.
Yang
terakhir menentukan: Laju produksi hydrocarbon.
Indikasi HC dalam Reservoir Keberadaan HC dalam ruang pori-pori diketahui dengan
mengukur tahanan-jenis listrik /electrical resistivity formasi.
Asumsi: Matrix batuan tidak menghantarkan arus listrik. Ini berarti hantaran listrik sepenuhnya dilakukan melalui air dalam pori-pori. Ini dimungkinkan karena air tadi mengandung NaCl. Jadi: Batuan yang mengandung air punya high conductivity (atau low resistivity). 1 Note: conductivity = -------------------------resistivity
Migrated oil or gas menggusur sebagian air dari ruang pori-pori. Maka volume air sebagai penghantar listrik berkurang. Arus listrik sekarang mengalir melalui jalan yang lebih berliku-liku, akibatnya : Tahanan-jenis listrik (resistivity) bertambah. Prinsip Pengukuran Logging : - Kita ukur resistivitas sebuah reservoir - R1 Lalu diukur resistivitas reservoir lain yang diketahui mengandung air - R2. Bila R1 lebih besar dibanding R2, maka dapat disimpulkan: Ada HC dalam reservoir R1.
Archie Experiment (1942)
Rumus Archie yang disederhanakan: Rumus Archie dapat ditulis sbb: F x Rw Ro n Sw = ---------- = ----Rt Rt Jika n = 2, Ro Sw = √ -------Rt Rumus ini dapat dipakai bila kita punya zona yang sudah diketahui mengandung air (water bearing), tanpa perlu data porositas.
Formation Resistivity Factor Untuk harga-harga porositas yang biasa ditemui dalam logging, formation factor dihitung sbb: 1 Pada limestone: F = ------Φ2 0.81 0.62 Pada sandstone: F = ---------- or F = --------Φ2 Φ 2.15 dimana: Constanta a = 1 atau 0.81 atau 0.62 dinamakan cementation factor.
Prosedur Evaluasi Formasi
Formation Evaluation dapat dilakukan memakai 3 log: Log yang menunjukkan permeable zones Log Resistivitas dari pada uninvaded zones Log Porositas dari pada zona zona diatas.
Log yang menunjukkan Permeable zones adalah: Spontaneous Potential atau Gamma Ray Log Resistivitas: Deep Induction atau Deep Laterolog Log Porositas: Density, Neutron atau Sonic
Environmental Correction
Temperature Calculation 1. PERHITUNGAN SUHU FORMASI D x (BHT-Ts) Tf =
+ Ts Td
Tf D Td Ts
: suhu formasi (o F) : kedalaman formasi yang diukur : kedalaman total : suhu permukaan (o F)
Rw & Rmf Calculation 2. PERHITUNGAN Rmf Ts + 6.77 Rmf =
x R1 Tf + 6.77
Rmf : tahanan jenis mud filtrat pada kedalaman tertentu (ohmm) Ts : suhu permukaan (o F) Tf : suhu formasi (o F) R1 : Rmf di permukaan dilihat pada log header 3. PERHITUNGAN Rw R2 Sp = - K x log Rw K = 60 + 0.133 x Tf Sp : harga log SP K : konstanta R2 : Rmf pada kedalaman tertentu Rw : tahanan jenis air formasi (ohmmeter)
Resistivity of NaCl Solutions
0.16 Ohm-m
0.052 Ohm-m
25°C
120°C Chart Gen-9
Resistivity of Formation Water: Rw Rw depends on the water salinity and the temperature. Even if water salinity is know, temperature can be an issue. Temperature sensors in the tool string measure the mud temperature or the temperature inside the tool (slightly warmer than the mud temperature). Formation temperature is usually higher than mud temperature.
Metode Menghitung Rw Rw dari SP, SP= -K log (Rmfe/Rwe); K=61+0.13 TF X-plot phi vs Res, Hingle Plot, Picket Plot Metode Rasio, Rw = (Rt/Rxo).Rmf Rw(a) = Rt/F Rw dari EPT, Rw <= (Phi-EPT)^2 . Rt Sumber lain:
Katalog Well testing
m calculation Variasi harga m dan n sangat besar. Table 6-1 disusun untuk lapangan-lapangan di Amerika dari data core. Untuk formasi sandstone: m bervariasi dari 1.5 sampai 2.0 n bervariasi dari 1.3 sampai 2.2 variasinya cukup besar meskipun harga rata-ratanya sekitar 2 Harga cementation exponent m sangat dipengaruhi oleh bentuk butiran (grain shape):
m is often determined from core for certain formations, but can vary with silt or clay content, or may not be linear with porosity. Shell variable m: m = 1.87 + 0.019 / Total Porosity Raiga Clemenceau suggested that m must be related to permeability (K): m = 1.28 + 2 / (logK + 2) Another variable m formula is from the famous Humble data set, but forcing a=1: m = 2.05 - Total Porosity
Ro/Rw (log scale)
Cementation exponent: m
Slope = -m
a 0.01
Ø (log scale)
1.0
Hubungan antara m dengan permeability dan porosity telah diusulkan sbb: - m = 1.28 + 2/(log k + 2) - m = 2.05 - Φ tapi faktor yang menentukan adalah kandungan clay. Umumnya saturation exponent n dianggap mempunyai harga yang sama dengan m. Dalam carbonates, harga m berkaitan langsung dengan besarnya bagian ruang pori-pori yang berbentuk vugular.
m pada carbonate 1.
Untuk porositas vugular + fossilmoldic (Nugent, 1984) : 2(logфs) m ≥ --------------log фt
2.
Untuk porositas vugular + oomoldic (Nurmi, 1984): 2(фm)
m ≥ ---------------, log фt
3.
фm = фt – фvug ,
фvug= 2(фt – фs)
Untuk porositas fracture (Rasmus, 1983): Log [фs3 + фs2 (1– фt) + (фt-фs)] m = -----------------------------------------Log фt
Water Saturation : n n is saturation dependent in fresh water, the error due to variation on n decreases at higher saturations. n measurements can be made on core, but they are difficult and expensive. n may also be saturation equation dependent.
MULTIMINERAL IDENTIFICATION Volume mineral-mineral dapat ditentukan dengan log density, neutron, sonic dan spectral gamma ray. Mineral-mineral yang penting adalah : sandstone, limestone, dolomite (dan anhydrite). Komponen-komponen yang mengganggu adalah shale dan mineral-mineral yang lebih jarang ditemui: gypsum, salt, polyhalite dan sulfur.
THE M-N PLOT Tiga kurva porositas dikombinasi sedemikian hingga : - pengaruh perubahan porositas dihilangkan - pengaruh variasi batuan di- maximal-kan Besaran M dan N dirumuskan sbb: M = 0.01 (tf - t )/(ρ ρb - ρf ) N = (Φ ΦNf - Φ N )/(ρ ρb - ρ f ) dimana: t [µsec/ft], ρb [gr/cc] dan ΦN [fractional] harga log sonic, density dan neutron, dan tf ρf ΦNf adalah harga-harga untuk cairan dalam pori: 189, 1.0, 1.0 untuk fresh mud 185, 1.1, 1.0 untuk salt mud
THE MID PLOT Plot MID (matrix identification) memakai log-log yang sama seperti yang dipakai oleh plot M-N. Plot ini dilakukan berdasarkan pada: - apparent matrix density (ρ ρma)a dan - apparent matrix travel time (t ma)a untuk setiap level yang diselidiki.
Untuk menentukan (ρ ρma)a dipakai fig 6-8 dimana telah ditarik garis-garis yang punya harga (ρ ρma)a konstan. Data ρb dan ΦN dipakai sebagai input. Untuk menentukan (t ma)a dipakai chart yang diperlihatkan pada fig 6-9. Harga-harga (ρ ρma)a dan (t ma)a lalu dimasukkan kedalam chart fig 6-7. Contoh: titik B adalah campuran dolomite-calcite.
THE LITHO-DENSITY-NEUTRON METHOD Inilah metode yang paling mutakhir dimana input yang dipakai adalah RHOB,NPHI dan PEF. Dalam metoda ini dilakukan crossplot antara apparent matrix density (ρ ρma)a versus apparent volumetric absorption index (Uma)a Lihat fig 6-10.
Volumetric absorption index suatu formasi: U = Pe(ρ ρb + 0.1883)/1.0704
(6.10)
Harga index suatu campuran mineral-mineral adalah penjumlahan index masing masing mineral secara linear. Untuk suatu formasi dengan porosity Φ : U= Φ. Uf + (1- Φ)Uma (6.11) dimana : Uf - the absorption index for pore fluid Uma - the absorption index for the matrix
Untuk suatu formasi yang matrix-nya belum diketahui, kita susun ulang eq. (6.11) dalam bentuk sbb: (Uma)a = (U - Uf. Φ) / (1- Φ) (6.12) Prosedur: - masukkan ρb dan ΦN dalam fig 6-8 untuk mendapatkan (ρ ρ ma)a dan Φta (apparent total porosity). - masukkan Pe, ρ b dan Φta dalam fig 6-11 untuk mendapatkan (Uma)a - akhirnya masukkan (ρ ρ ma)a dan (Uma)a dalam fig 6-10 dimana prosentase limestone,dolomite dan sandstone bisa dibaca.
Shale Volume Calculation 4. PERHITUNGAN VOLUME SHALE V- shale = 0.083 (22.37 x IGR - 1) GRlog - GRmin I GR = GRmax - GRmin V-shale : volume serpih GRlog : harga GR dari log GRmax : harga GR maksimum GRmin : harga GR minimum
Porosity calculation 5. PERHITUNGAN POROSITAS a. Φ D (Porositas dari log Densitas) ρ ma - ρ b ΦD= ρ ma - ρ f Φ D : porositas ρ ma : densitas matriks ρ b : densitas bulk (batuan), dari log ρ f : densitas fluida b. Φ N (Porositas dari log Neutron) Φ N untuk LS langsung dibaca dari log, untuk litologi lain; Φ N = Φ Nlog + 4 %
Sonic porosity transform: 1. Dengan memakai Willie Time Average (WTA): DTlog – DTma 1 φS = -------------------- x ------DTfl - Dtma Cp dimana: φS = porositas sonic DTma = transit time dalam 100% matrix. DTlog = transit time terbaca dari log. DTfl= transit time dalam 100% fluida Cp=compaction factor: Cp=1 dalam hard formation Cp=DTsh/100 dalam unconsolidated formation
Persamaan Raymer Hunt Gardner (RHG): Porositas sonic dihitung dengan rumus ini tidak memer lukan Cp dan lebih mendekati harga core porosity serta porositas density-neutron dibanding dengan yang dihi tung dengan WTA. Persamaan RHG adalah sbb: φS = c x (DTlog-DTma)/DTlog Dimana c=0.67 c=0.60 dalam gas saturated reservoir rock
Hydrocarbons: Secara umum dianggap bahwa hydrocarbons tidak memberikan pengaruh yang signifikan terhadap harga transit time. Fractures/Vugs: Log Sonic tidak melihat fractures dan vugs, karena hanya membaca primary porosity yang lebih kecil dari total Porosity (φ φT) Beda porositas total dengan porositas sonic φS adalah secondary porosity. Secondary Porosity Index SPI = (φ φT - φS)/ φT
7. KOREKSI PERHITUNGAN a. koreksi Φ Densitas Φ Dcorr = Φ D - (Φ Dclay . V shale) Φ Dcorr : Porositas-Densitas terkoreksi Φ D : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log densitas Φ Dclay : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log densitas untuk zona clay terdekat V shale : volume serpih b. koreksi Φ Neutron Φ Ncorr = Φ N - Φ Nclay . V shale) Φ Ncorr : Porositas-Neutron terkoreksi Φ N : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log neutron Φ Nclay : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log neutron untuk zona clay terdekat V shale : volume serpih
c. Porositas Gabungan Φi =
(7. Φ Dcorr + 2. Φ Ncorr) 9
Φi : porositas gabungan Φ Dcorr : Porositas-Densitas terkoreksi Φ Ncorr : Porositas-Neutron terkoreksi
Calculation of Sw 6. PERHITUNGAN Sw a. Persamaan Archie F = Ro / Rw F = a / Φm F : Formation volume factor Ro : tahanan jenis formasi yang hanya berisi air (ohmm) Rw : tahanan jenis air formasi (ohmm) a : konstanta sementasi (ss : 0.81 ; ls : 1.0) m : eksponen sementasi (2)
Water Saturation = Fraction of porosity
Vw Porosity, Ø Vo
Sw = Vw / Ø So = Vo / Ø
b. Resistivity Index I = Rt /Ro I = 1 / Sw2 I : Resistivity Index Rt : tahanan jenis formasi yang berisi oil dan air (ohmm) Ro : tahanan jenis formasi yang hanya berisi air (ohmm) Sw : saturasi (kejenuhan) air (%) a. Saturasi Air (Sw) sandstone Sw = (0.9 / Φ) . √ Rw/Rt limestone Sw = (1 / Φ) . √ Rw/Rt
Model-model Interpretasi Shaly Sand Beberapa metode interpretasi shaly sand secara historis: - The automatic compensation method (1950) Log induction dan porositas sonic dipakai langsung dalam rumus Archie. Disini dipakai “compensating effects”. Metode ini paling cocok dalam pasir berporositas medium sampai tinggi yang mengandung dispersed clay.
- The dispersed model (1960) memakai porositas sonic dan porositas densitas. Dalam pasir yang mengandung dispersed clay , sonic mengukur porositas total, sedangkan density mengukur effective porosity. Perbedaannya mengindikasikan tingkat shaliness. Methode ini cocok untuk pasir yang mengandung authigenic clay, tapi juga baik untuk yang mengandung laminated clay.
- The Simandoux model (1970) memakai log log density dan neutron. Banyaknya shale ditentukan dengan beberapa clay indicators. Methode ini cocok untuk dispersed dan laminated shale. - Methode-metode yang memakai CEC untuk melaku kan transformasi ke model shaly sand. Ada dua versi: Waxman-Smith dan Dual Water models. Model-model ini memerlukan harga CEC atau Qv
CATION EXCHANGE CAPACITY (CEC)
Akibat adanya substitusi ion didalam clay, lempengan lempengan kristal clay bermuatan negatif. Ion-ion Na+ datang pada permukaan lempengan lem pengan untuk menetralkan muatan negatif tadi. Ketika clays melakukan kontak dengan larutan garam, cation-cation Na+ mengambang dekat dengan permu kaan clay. Jumlah cation Na+ dalam 1 gram clay disebut CEC Cation Exchange Capacity. Satuannya adalah milliequivalents tiap gram clay kering. (1 milliequivalent = 6 x 1020 atoms).
CEC dapat dinyatakan dalam : milliequivalent tiap satuan volume fluid dalam ruang pori-pori, Q: Q = CEC. ρ (1- Φ )/ Φ meq/cc. dimana : - Φ adalah porositas clay - ρ adalah densitas clay kering dalam gr/cc
Model Waxman-Smits (W-S) Daya hantar yg ditimbulkan oleh cation dan daya hantar yg ditimbulkan oleh garam sodium chlorite diasumsikan bekerja sendiri sendiri dalam ruang pori dan membentuk dua jalan yang sejajar. Dalam 100% water saturation, conductivitas effectif : Cwe = Cw + BQ (7.8) dimana: Cw - adalah conductivitas free water [mho/m] B - specific counterion conductivity, [mho/m per meq/cc] Q - volumetric CEC [ meq/cc]. BQ- counterion conductivity [mho/m]
Dalam reservoir yang mengandung h/c, hydrocarbons memasuki ruang pori-pori dan menggusur free water. Counterions lebih terkonsentrasikan dalam air yang tersisa; dan conductivitas efektif air menjadi: Cwe = Cw + BQ/Swt (7.9) Kita masukkan persamaan diatas ke rumus Archie: Ct = (Swt . Φt )2 (Cw + BQ/Swt) Ct, Φt, dan Cw didapatkan dari data log. Untuk menghitung Swt kita perlu harga B dan Q , yang belum bisa didapat dari log ketika WS mengetengahkan idee-nya.
Model Dual-Water (D-W) Model D-W menganggap bahwa: - konduktivitas counterion BQ bekerja terbatas dalam bound water dimana counterion tadi berada. - konduktivitas elektrolit Cw bekerja terbatas dalam free water. Jadi ada campuran dua jenis air: - bound water dengan konduktivitas Cb yang menempati sebagian ruang pori sebesar Sb, - free water dengan konduktivitas Cw yang menempati ruang yang tersisa sebesar (1-Sb). Bila Sw=100% , konduktivitas air efektif adalah: Cwe = Cw(1-Sb) + Cb. Sb
(7.11)
Dalam reservoir yang mengandung h/c,hydrocarbons menggusur free water: Cwe = Cw(1 - Sb/Swt) + Cb . Sb/Swt
(7.12)
Konduktivitas pasir yang mengandung h/c menjadi: Ct = (Swt. Φ t)2 [Cw(1-Sb/Swt) + Cb . Sb/Swt]
(7.13)
Yang menjadi persoalan sekarang adalah penentuan Sb dan Cb.
Konduktivitas bound water adalah konduktivitas counterion dibagi oleh volume bound water Sb: Cb = BQ/WQ = B/W
(7.14)
Dengan memakai persamaan terakhir ini, konduktivitas pasir menjadi : Ct = (Swt . Φ t)2 [Cw(1 - WQ/Swt) + BQ/Swt]
(7.15)
Inilah persamaan untuk menghitung water saturation dalam metode Dual Water.
Bila dipakai harga B, m and n yang sama dalam persamaan W-S dan D-W, maka harga water saturation yang dihitung dengan D-W akan 10% lebih tinggi dibanding dengan hasil W-S (DW lebih pessimistic dibanding WS) Bila dipakai harga m lebih tinggi dalam W-S (misalnya 2 diganti 2.2 ) maka kedua harga saturasi akan berdekatan kembali.
Water Saturation : Archie equation - variations 2
m 1.4 1 Vcl φe 2 n = + Sw Rt R aRw cl
•Nigeria Equation
2
1−Vcl 1 Vcl 2 φe 2 = + Sw Rt Rcl Rw
•Indonesia Equation
•Waxman-Smits Equation
•Dual Water Equation
2
1 Sw BQ S = * + v* w Rt F Rw F Ct =
φtm S wtn a
S Cw + wb (C wb − C w ) S wt
The CCD model 1.93m'Qv Ct = φ m (1− 0.28Qv )m' Cw + −n 0.7Sw 1+ Cw 1/ 2
φ m' = 1.79+ 0.27Qv ( ) − 1 φ
Clavier, Coats, Dumanoir
m' + 1 . 3 φ Qv
The SGS model σ= Swnφ
m
σw +
1.93 m µ T QV m + β µ φ QV 0 T 1+0.7 µ T Sw-n /σw
µT =1+0.0414 T-22 m =1.62+1.37 QV
φ
1/2
1-φ
Sen, P.N.; Goode, P.A.; and Sibbit, A.M.: “Electrical conduction in clay bearing sandstones at low and high salinities,” Journal of Applied Physics 63 no.10 (15 May 1988), pp 4832-4840. Sen, P.N.; Goode, P.A.:”Influence of temperature on electrical conductivity in shaly sands,” Geophysics 57 no. 1 (January 1992) pp 89-96. Sen, P.N.; Goode, P.A.: “Shaly sand conductivity at low and high salinities,” presented at the 29th annual logging symposium of the SPWLA (June 1988) paper F.
Movable Oil Calculation Invasi tidak hanya mendatangkan problem tapi juga memberi: Informasi tentang “producibility of HC” yaitu kemampuan reservoir untuk memproduksikan h/c. Disini dibandingkan Sw dengan Sxo, dimana Sxo adalah kadar air didalam flushed zone: F . Rmf Sxo = √ ------------Rxo Sxo > Sw Movable oil saturation adalah :
(Sxo-Sw)
Kelemahan komputasi Sxo Komputasi Sxo memakai measured Rmf serta logged Rxo dapat dipakai hanya pada “salt-mud condition”. Pada “fresh mud condition” harga Sxo terlalu besar. Dalam sumur yang dibor dengan fresh mud kita ketahui bahwa Rmf>>Rw. Karena tidak semua air formasi digusur oleh mud filtrate, maka harga Rmf terlalu tinggi. Harga error-nya besar bila oil-nya heavy dan Shr-nya tinggi. Bila invasi-nya dangkal, Rxo terlalu rendah karena terpengaruh oleh air formasi. Jadi kalau sumur dibor dengan “fresh mud”, Sxo lebih baik dihitung dengan memakai data data log electromagnetic propagation.
