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 Fisika FMIPA Institute Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya
LATAR BELAKANG Penentuan zona hidrokarbon harus mengetahui parameterparameter pada zona reservoir (Porositas, Saturasi Hidrokarbon, permeabilitas dan litofasies).
Subsitusi fluida, hydraulic flow unit dan zona permeabel
Log NMR Evaluasi Formasi dan Estimasi Permeabilitas menggunakan data Log, Formasi Test dan data core
TUJUAN
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
BATASAN MASALAH
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
TINJAUAN PUSTAKA
Evaluasi formasi batuan adalah suatu proses analisis ciri dan sifat batuan di bawah tanah dengan menggunakan hasil pengukuran lubang sumur (Harsono, 1997).
Metode: • Coring • Wellloging
Tujuan: • Untuk mengidentifikasi reservoar • Memperkirakan cadangan hidrokarbon • Memperkirakan perolehan hidrokarbon .
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
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)
ANALISA KUALITATIF
• log gamma ray Interpretasi litologi
Interpretasi fluida reservoir
Interpretasi Gas Oil Contact (GOC), Gas Water Contact (GWC) dan Oil Water Contact (OWC)
• log Resistivitas
• log GR • log Resistivitas • log Densitas
ANALISA KUANTITATIF Analisa log kuantitatif membedakan antara clean formation dan shaly formation.
• Porositas efektif (Φ) Log densitas dan Log neutron
• Saturasi air (SW) Persamaan Archie
• Permaebilitas (K) Persamaan Carman Kozceny Single Transformasi dan Persamaan Timur
DIAGRAM ALIR EVALUASI FORMASI
DIAGRAM ALIR ESTIMASI PERMEABILITAS
KETERSEDIAAN DATA Log Curve Hole ENV. Lithology Resistivity
Porosity Core Data Routine Analysis (core & SWC) Advance Analysis (Electrical Properties) Petrography Water Analysis DST RFT
G402 CALI GR CGR MSFL ILD NPHI RHOB DT √ √ √ √ √ √
ESTIMASI VOLUME SHALE
G402
1 GR Clay
2
GR Clean : 4
GR Clean
GR Clay : 33
ESTIMASI POROSITAS
G402
Porosity Parameters; Neu Wet Clay :0.242 Rho Wet Clay : 2.536 Rho 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
HASIL ESTIMASI POROSITAS
0.3 y = 1.0133x + 0.0044 R² = 0.7775
PHI Core, Frac
0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0
0.05
0.1
0.15
PHI Log, Frac
0.2
0.25
ESTIMASI WATER SATURATION AND OWC Water Analysis :
RW= 0,45 @ 75°F RW= 0,17376 @ 205°F Formasi Depth Porosity Faktor Ft Dec FF 7501 0.035 7505 0.186 7509 0.233 7511 0.233
RW Ro 653 0.17376113.46528 34.5 0.17376 5.99472 27.5 0.17376 4.7784 30.1 0.17376 5.230176
1000
Ro (Ωm)
y = 180.44e-16.07x R² = 0.9665
Ro = F × Rw
100
10
1 0
0.05
0.1
0.15
Porosity, Frac
0.2
0.25
HASIL ESTIMASI WATERSaturation SATURATION Equation : Archie formula Parameter : a=1 n=2 m = Variabel
4 3 2
OWC
Pressure Plot Pressure, Psi
1
3,480
3,500
3,520
3,540
3,560
3,580
7,350 Oil Water 7,400 Linear (Oil Gradient : 0.294 psi/ft )
Depth, Ft TVDss
Linear (Water Gradient : 0.484 psi/ft) 7,450
7,500
OWC at 7510 ft 7,550
7,600
Dari hasil grafik diatas menunjukkan OWC berada pada kedalaman 7510 Ft TVDSS / 7548 Ft MD
ESTIMASI PERMEABILITAS
Estimasi permeabilitas pada kedalaman 7488-7545 Ft
1. Carman Kozceny 2. Single Transformasi 3. Persamaan Timur
Korelasi Data Core
Klasifikasi permeabilitas Kualitatif (Koesomadinata, 1978 ): Nilai Permeabilitas
Klasifikasi (mD)
Ketat (Tight)
<5
Cukup (fair)
5 sampai 10
Baik (good)
10-100
Baik Sekali (very good)
100-1000
Korelasi data DST
PERSAMAAN CARMAN KOZCENY
Number Sample
140
120
y = 0.4646x + 120.09 R² = 0.8814
100
y = 1.6124x + 108.58 R² = 0.962
80
y = 5.0878x + 88.263 R² = 0.9676
60
y = 24.222x + 27.628 R² = 0.9845
40
y = 53.229x - 22.152 R² = 0.9931
20
y = 61.667x - 24.528 R² = 0.9799
y = 37.11x - 8.16 R² = 0.9482 0 0.1
1
10 Flow Zone Indicator (FZI)
100
HASIL PERSAMAAN CARMAN KOZCENY 10 y = 7.476x + 0.039 R² = 0.878
RQI
1
y = 4.278x - 0.004 R² = 0.967
y = 2.237x + 0.004 R² = 0.911
y = 22.37x - 0.009 R² = 0.928
FZI Average 0.1
HFU 1
22.361
HFU 2
7.515
HFU 3
4.274
HFU 4
2.241
y = 0.338x - 0.003 R² = 0.928
HFU 5
1.413
HFU 6
0.685
1
HFU 7
0.335
0.01 y = 1.426x - 0.013 R² = 0.953
0.001 0.001
y = 0.685x - 0.000 R² = 0.984
0.01
0.1 PHIZ
Depth
Perm_Predic, mD
100 10
DST
7428 Tight
1
7494 Very Good
KHC_Predict (CK) 0.81644951 259.4846925
0.1
7499 Good 0.01
y= R² = 0.3884
0.001 0.01
17.167704997
0.4158x0.6574
0.1
1
10
Core_Perm, mD
100
7503 Fair 7513 Very Tight
8.978948038 0.46041753
Perm_Predic, mD
SINGLE TRANSFORMASI
100
Core_Perm, mD
10
100 10 1 0.1 y = 0.3685x0.6502 R² = 0.3945
0.01 0.001 0.01
1
100
Core_Perm, mD
1
y = 209.31x3.2051 R² = 0.984
y = 1075.5x3.2513 R² = 0.9853
0.1
y = 3453.7x3.2003 R² = 0.9828
0.01
Depth
y = 9630.5x3.1287 R² = 0.9895
y = 23379x3.039 y = 53770x2.8666 y = 677719x3.0826 R² = 0.9685 R² = 0.9525 R² = 0.9719 0.001 0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
DST
KHC_Predict (TRNSF)
7428 Tight
0.719138
7494 Very Good
193.8684
7499 Good
6.823095
7503 Fair
3.938373
7513 Very Tight
0.471395
Core_Porositas, Dec
PERSAMAAN TIMUR
Depth
DST
perm timur
Perm_predic, mD
10
7428 Tight
1 0.1
y = 0.141x0.842 R² = 0.498
0.01 0.001 0.0001 0.01
0.1
1
10
Core_Perm, mD
100
7.1214
7494 Very Good
34.3051
7499 Good
32.2741
7503 Fair
11.5794
7513 Very Tight
0.2678
HASIL ESTIMASI PERMEABILITAS
KESIMPULAN Hasi dari evaluasi formasi didapatkan Sebagai berikut: • Zona reservoir 7390-8249 Ft. • Hasil ini dapat diketahui bahwa perhitungan porositas log menggunakan data log Densitas dan Neutron menghasilkan nilai yang cukup baik R2=0.775 • Perhitungan saturasi air dengan menggunakan variabel-m menunjukkan hasil yang baik [OWC (oil water contact) menunjukkan hasil yang sama dengan data tes tekanan formasi dan data tes kandungan fluida pada kedalaman 7548 Ft]. Terdapat perbedaan hasil dalam perhitungan nilai permeabilitas. Carman Kozceny dan Single Transformasi menurut hasil klaster Hydraulic Flow Unit (HFU), sedangkan estimasi menggunakan persamaan Timur menggunakan data saturasi air. Estimasi permebilitas yang optimum adalah persamaan carman kozceny karena memiliki nilai koefisien korelasi yang tinggi di bandingkan dengan metode single transformasi dan persamaan timur setelah dikorelasikan dengan data core dan Drill 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
