Evaluasi Formasi dan Estimasi Permeabilitas Pada Reservoir Karbonat Menggunakan Carman Kozceny, Single Transformasi dan Persamaan Timur

Transkripsi

1 Evaluasi Formasi dan Estimasi Permeabilitas Pada Reservoir Karbonat Menggunakan Carman Kozceny, Single Transformasi dan Persamaan Timur Oleh: Ari Teguh Sugiarto Dosen Pembimbing: Prof. Dr.rer.nat Bagus Jaya Santosa, S.U Dr. Dwa Desa Warnana Jurusan Fisika FMIPA Institute Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya

2 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

3 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

4 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

5 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.

6 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

7 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)

8 ANALISA KUALITATIF Interpretasi litologi log gamma ray Interpretasi fluida reservoir log Resistivitas Interpretasi Gas Oil Contact (GOC), Gas Water Contact (GWC) dan Oil Water Contact (OWC) log GR log Resistivitas log Densitas

9 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

10 DIAGRAM ALIR EVALUASI FORMASI

11 DIAGRAM ALIR ESTIMASI PERMEABILITAS

12 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

13 ESTIMASI VOLUME SHALE 1 G402 GR Clay 2 GR Clean : 4 GR Clay : 33 GR Clean

14 ESTIMASI POROSITAS G402 Porosity Parameters; Neu Wet Clay :0.242 Rho Wet Clay : 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

15 HASIL ESTIMASI POROSITAS y = x R² = PHI Core, Frac PHI Log, Frac

16 ESTIMASI WATER SATURATION AND OWC Water Analysis : RW= 75 F RW= 205 F Formasi Depth Porosity Faktor Ft Dec FF RW Ro Ro (Ωm) y = e x R² = Ro = F Rw Porosity, Frac

17 HASIL ESTIMASI WATER SATURATION Saturation Equation : Archie formula OWC Parameter : a = 1 n = 2 m = Variabel 1 Pressure Plot Pressure, Psi 3,480 3,500 3,520 3,540 3,560 3,580 7,350 Oil 7,400 Water Linear (Oil Gradient : psi/ft ) Linear (Water Gradient : psi/ft) Depth, Ft TVDss 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

18 ESTIMASI PERMEABILITAS Estimasi permeabilitas pada kedalaman Ft 1. Carman Kozceny 2. Single Transformasi 3. Persamaan Timur Korelasi Data Core Korelasi data DST Klasifikasi permeabilitas Kualitatif (Koesomadinata, 1978 ): Nilai Permeabilitas Klasifikasi (md) Ketat (Tight) <5 Cukup (fair) 5 sampai 10 Baik (good) Baik Sekali (very good)

19 PERSAMAAN CARMAN KOZCENY y = x R² = Number Sample y = x R² = y = x R² = y = x R² = y = x R² = y = 37.11x R² = y = x R² = Flow Zone Indicator (FZI)

20 HASIL PERSAMAAN CARMAN KOZCENY 10 1 y = 22.37x R² = y = 7.476x R² = y = 4.278x R² = y = 2.237x R² = RQI y = 1.426x R² = y = 0.685x R² = y = 0.338x R² = PHIZ FZI Average HFU HFU HFU HFU HFU HFU HFU Perm_Predic, md y = x R² = Core_Perm, md Depth DST KHC_Predict (CK) 7428 Tight Very Good Good Fair Very Tight

21 SINGLE TRANSFORMASI Perm_Predic, md y = x R² = Core_Perm, md y = x R² = y = x R² = Depth DST Core_Perm, md KHC_Predict (TRNSF) y = 23379x3.039 R² = y = x R² = y = 53770x R² = y = x R² = y = x R² = Core_Porositas, Dec 7428 Tight Very Good Good Fair Very Tight

22 PERSAMAAN TIMUR 10 Depth DST perm timur Perm_predic, md y = 0.141x R² = Tight Very Good Good Core_Perm, md 7503 Fair Very Tight

23 HASIL ESTIMASI PERMEABILITAS

24 KESIMPULAN Hasi dari evaluasi formasi didapatkan Sebagai berikut: Zona reservoir Ft. Hasil ini dapat diketahui bahwa perhitungan porositas log menggunakan data log Densitas dan Neutron menghasilkan nilai yang cukup baik R 2 =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).

25 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.

26 TERIMA KASIH