TUGAS ANALISA DATA WELL LOG 2 ANALISA PETROFISIKA SUMUR BUDI-1

Transkripsi

1 TUGAS ANALISA DATA WELL LOG 2 ANALISA PETROFISIKA SUMUR BUDI-1 Nama: INNANDA RIZQIANI P NRP : Pengolahan data well log pada tugas ini dilakukan menggunakan Software Interactive Petrophysics (IP). Pada tugas ini akan dijelaskan mengenai langkah-langkah pengerjaan dan analisa dari formasi ini. Berikut ini langkah langkah pengolahan data well log: INPUT DATA Langkah pertama adalah Open Database yang ada pada komputer. Kemudian klik OK. Maka akan tampil gambar seperti dibawah ini: Kemudian langkah selanjutnya, load data LAS yang diakan diolah. Pada tugas ini yaitu data Budi-1_EDITED_AW_ ITB_W1. Utuk load data, klik Input/Output pada toolbar IP, lalu klik LAS3 LOAD. Seperti gambar dibawah ini: Langkah selanjutnya setelah klik OK, maka akan tampil data-data yang terdapat pada LAS DATA tersebut, pada data BUDI-1 terdapat 11 log yang akan di load. Lalu klik LOAD. Kemudian klik CLOSE. Seperti gambar dibawah ini:

2 Langkah selanjutnya adalah melihat database yang sudah terload, yaitu dengan cara pada toolbar klik VIEW DATABASE BROWSER. Maka akan tampil seperti gambar dibawah ini: Maka akan tampil gambar seperti disampi ng. Dimana DEPTH (M) adalah kedalaman formasi, DTCO_SPL (US/F) adalah Sonic, DTSM_SPL (US/F) adalah Shear Sonic, GR_SPL(GAPI) adalah Gamma Ray, HCAL_SPL(IN) adlaah Caliper, PEFZ_SPL(B/E) adalah PEF/Photoelectric, RHOZ_SPL(G/C3) adalah Density, RT_SPL(OHMM) adalah DeepRes atau Formation Resistivity, RXO_SPL (OHMM) adalah MicroRes atau Flushed Zone

3 Resistivity, SP_SPL(MV) adalah Spontaneuous Potential dan TNPH_SPL(V/V) adalah Neuton Porosity. PARAMETER SET Setelah me-load data, maka langkah yang dilakukan selanjutnya adalah memasukkan parameter set. Yaitu parameter zonasi. Pada data las Budi-1 terdapat 7 formasi. Pada toolbar klik WELL MANAGE ZONES/TOPS. Maka akan tampil gambar seperti dibawah ini: Pada toolbar klik Well Manage Zones/Tops Hal ini dilakukan agar memudahkan zonasi masing-masing formasi. Formasi yang akan di zonasi adalah Pleistocene, Muara Enim, Air Benakat, Gumai, Talangakar, Talangakar Sand Langkah selanjutnya klik NEW TOPS, untuk membuat formasi baru. Maka akan tampil gambar dibawah ini, lalu dimasukkan data kedalaman masing-masing formasi pada tabel dibawah ini. Kalau sudah dimasukkan data top dan bottom masing-masing zona, maka klik OK.

4 Lalu langkah selanjutnya, untuk melihat parameter set zonasi yang telah di input yaitu, pada track depth klik kiri pada mouse ADD TRACK BUDI-1 FORMATION. Maka akan tampil gambar seperti gambar dibawah ini: MENGHITUNG VOLUME CLAY Setelah dimasukkan parameter set dari formasi, maka selanjutnya dilakukan langkan interpretasi kandungan volume clay yang terdapat pada masing-masing formasi. Untuk langkah-langkah menentukan volume clay seperti di bawah ini: Langkah pertama yaitu, pada toolbar klik INTEPRETATION CLAY VOLUME. Seperti gambar dibawah ini: Kemudian setelah di klik Clay Volume maka akan tampil gambar seprti dibawah ini. Untuk menghitung volume clay ini dapat menggunakan indikator single atau double. Pada single clay indikator terdapat 4 log, yaitu Gamma Ray, Neutron, Resistivity dan SP. Pada double clay indokator terdapat Density-Neutron, Density-Sonic, dan Sonic Neutron. Seperti gambar dibawah ini:

5 Pada tugas ini, untuk mengidentifikasikan gross litologi, digunakan single clay indicator. Yaitu Gamma Ray. Hal ini dilakukan karena untuk mempermudah analisa. Setelah di check list Gamma Ray, maka langkah selanjutnya adalah menginput kurva dari Gamma Ray. Yaitu GR_SPL. Lalu Langkah selanjutnya adalah load parameter set yang sebelumnya sudah dibuat. Yaitu parameter set zonasi. Klik LOAD/SAVE PARAMETER SETS ALL SETS BUDI-1 FORMATION LOAD FROM DATABASE OK. Lalu senlanjutnya Close Parameter Sets. Seperti gambar dibawah ini: Kemudian klik RUN pada Clay Volume Analysis. Maka akan tampil grafik seperti dibawah ini. Pada track pertama adalah depth, track kedua adalah Zona Formasi, track ketiga adalah Log Gamma Ray, dan track keempat adalah Volume clay yang dicari.

6 Analisa pada track 3 (Log Gamma Ray): Masing-masing litologi mempunyai batas GR max dan GR min tersendiri, sehingga tiap-tiap formasi harus di edit nilai GR max dan GR min nya sendiri-sendiri. Untuk menentukan nilai GR max dan GR min dapat digunakan Gamma Ray Histogram pada masing-masing Formasi. Langkah untuk menentukan GR max dan GR min, yaitu menggunakann histogram. Pada kolom Gamma Ray klik kanan, lalu klik GR_SPL Histogram. Seperti gambar dibawah ini: Lalu untuk mengubah skala pada histrogram dapat dilihat pada gambar diatas sebelah kanan. Kemudiian klik OK.

7 Lalu masing-masing formasi ditentukan GR max dan GR min, melalui histogram dibawah ini. Garis merah adalah GR clean (nilai GR menunjukkan rendah), garis merah ini sebagai GR min. Lalu garis hijau adalah GR Clay (nilai GR menunjukkan tinggi), garis hijau ini sebagai GR max. Kolom kotak-kotak yang ada di sebelah kanan menunjukkan zona yang sedang aktif. Lalu kolom dbawah histogram terdapat nilai Top dan Bottom formasi, nilai max dan min nilai Gamma Ray. Histogram GR Formasi Pleistocene Histogram GR Formasi Muara Enim

8 Histogram GR Formasi Air Benakat Histogram GR Formasi Gumai

9 Histogram GR Formasi Talangakar Histogram GR Formasi Talangakar Sand

10 Histogram GR Basement Langkah selanjutnya adalah membuat baseline pada track keempat, yaitu Volume Clay. Untuk membuat baseline, yaitu klik pada kolom scale VCLGR, lalu pilh SHADING. Lalu memasukkan parameter dibawah ini. Nilai 0.4 adalah nilai yang digunakan untuk Baseline. Kemudian klik APPLY Setelah didapatkan baseline, maka dengan mudah kita membuat zonasi, yang mana sand stone dan yang mana clay. Warna kuning pada track VCLGR menunjukkan indikasi sandstone dan warna hijau menunjukkan indikasi lapisan shale. Lapisan shale diindikasikan dengan tingginya nilai VCLGR, karena di dalam shale secara relatif lebih banyak dijumpai mineral-mineral radioaktif seperti K, Th, dan U. Berikut ini persamaan untuk menghitug nilai Volume Clay: Dari persamaan diatas, sangat jelas bahwa ada nilai GR max(clay) dan GR min(clean) sangat mempengaruhi nilai volume clay. Sehingga untuk mencari nilai volume clay maka harus memasukkan parameter Log gamma ray, Maximum GR, dan Minumum GR. Seperti gambar dibawah ini:

11 Step selanjutnya adalah membuat zonasi litologi formasi dengan menggunakan analisa VCLGR. Caranya yaitu pada kolom Clay Volume klik Kanan SPLIT ZONE. Seperti gambar dibawah ini: Lalu langkah selanjutnya adalah, membuat litologi dengan cara pada toolbar Sooftware IP klik EDIT CREATE/EDIT LITHOLOGY CURVE. Setelah itu akan muncul gambar dibawah ini sebelah kanan (Edit Lithology). Lalu select track 5 (LITHOLOGI). Lalu select lithologi, yaitu diisikan Sandstone. Kemudian Start EDIT, Lalu drag kursor ke zona yang dianggap reservoir. Lalu klik Stop EDIT. Lalu CLOSE. Seperti gambar dibawah ini:

12 Jika semua zona reservoir sudah dibuat lithologi berdasarkan Gamma Ray, maka akan muncul seperti gamabr dibawah ini. Pada tugas ini terdapat 12 zona reservoir dari 7 Formasi. Untuk mengetahui Clay Volume parameternya dengan, pada Toolbar IP klik INTERPRETATION CLAY VOLUME PARAMETERS.

13 Pada gambar kiri terdapat masing-masing formasi/zona dengan top dan bottop. Pada gambar kanan adalah nilai Grmin (clean) dan Grmax (clay) masing-masing reservoir. Dan pada tugas ini menggunakan GR method LINIER, yaitu menggunakan persamaan: Untuk lebih detailnya maka: Botto Gr Gr Top m Clean Clay RES RES RES RES

14 RES5 RES6 RES7 RES8 RES9 RES1 0 RES1 1 RES Perhitungan Volume Clay ini akan mempengaruhi nilai porositas dan saturasi air. Selanjutnya akan dilakukan pehitungan analisa porositas dan saturasi air. POROSITAS DAN SATURASI AIR Langkah pertama untuk mengkalkulasi nilai porositas dan saturasi air adalah dengan memasukkan parameter Temperatur. Pada toolbar, klik CALCULATION TEMPERATURE GRADIENT Pada temperatur dimasukkan nilai, untuk top sumur (depth = 0) temperaturnya 60 F, lalu pada bottom sumur (depth = 2304) temperaturnya 300 F. Lalu selanjutnya klik RUN. Maka parameter temperatur sudah ada. Selanjutnya dimasukkan parameter lainnya untuk menghitung porosity dan saturasi air.

15 Pada toolbar IP klik CALCULATION BASIC LOG FUCTIONS. Kemudian akan muncul Fuction yang digunakan. Yaitu terdapat Porosity, Matrix, Rw Apparent/Sw, Permeability, Derivatives, Conversions, dan Conversions 2. Untuk lebih jelasnya akan dijelaskan di bawah ini. Porosity Pada tahap ini kita akan memasukkan parameterparameter untuk menghitung porositas. Untuk menentukan nilai porosity, dapat dihitung melalui 3 log yaitu; Density, Sonic, Neutron. Menghitung porositas dari densitas, inputnya RHOZ_SPL dengan output RhoB. Matriks Densitasnya 2,68 gm/cc dan Fluid densitasnya 1 gm/cc. Nilai ini didapat dari PPT Kuliah Minggu ke 10. Persamaan yang digunakan seperti dibawah ini, sehingga dari mengetahui persamaannya kita dapat menentukan parameter input yang diperlukan untuk menghitung porositas. Porositas menggunakan Sonic dengan input DTCO_SPL dan outputnya PhiSon. Parameter yang dimasukkan, untuk DT matrixnya 55.5 usec/ft dan DT fluida 189 usec/ft. Persamaan yang digunakan adalah Persamaan Wyllie:

16 Porositas menggunakan Neutron dengan input TNPH_SPL dan outputnya PhiNeu. Dengan persamaan: Kemudian langkah selanjutnya adalah input parameter matrix, seperti dibawah ini. Lalu kalau sudah selesai memasukkan parameter input matrix. Maka klik RUN TAB. Lalu memasukkan parameter Rw/Sw. Nilai m, n, dan a dimasukkan. Setelah memasukkan parameternya. Kemudian klik RUN TAB.

17 POROSITY Lalu setelah memasukkan parameter input porositas, maka akan dilakukan penghitungan nilai porositas dan saturasi air dalam formasi. Pada toolbar, klik INTERPRETATION POROSITY AND WATER SATURATION. Seperti gambar dibawah ini: Lalu step selanjutnya adalah memasukkan input. Model yang digunakan adalah Neutron Density model, dengan metode persamaan saturasi adalah Archie dengan persamaan:

18 Kemudian step selanjutnya adalah checklist untuk output kurva yang diinginkan. Seperti Phi total, Phi efektif, dll. Seperti gambar dibawah ini: Kemudian klik OK. Lalu selanjutnya adalah Plot Options. Ini untuk mengatur scale, dan juga main lithologi pada reseroir dipilih Sandstone. Kemudian klik OK.

19

20 Gambar diatas adalah plot hasil perhitungan porositas dan saturasi air. Pada kolom pertama menunjukkan kedalaman formasi. Pada kolom kedua adalah ZONASI daerah reservoir pada masing-masing. Kolom selanjutnya adalah Log Gamma Ray, yang bisa menentukan gross litologi. Pada kolom 4 terdapat log yang sudah diinputkan. Ada 4 log, yaitu TNPH_SPL, RHOZ_SPL, DTCO_SPL dan PEFZ_SPL. Bagian warna hijau pada track 4 ini mengidentifikasikan adanya shale. Dan warna kuning adalah sand. Kemudian kolom selanjutnya, kolom 5 adalah resistivity. Sebelumnya kita sudah menginputkan parameter resistivity, pada kolom ini terdpat 2 log. Yaitu RT (Resistivity yang terdapat pada invaded zone) dan RXO (Resistivity yang terdapat pada flused zone). Pada kolom selanjutnya terdapat salinity. Pada kolom 6 ini terdapat 2 log, yaitu log RwApp (Apparent water resistivity) dan RmfApp (Apparent mud filtrade resistivity) Kemudian kolom selanjutnya adalah Matriks. Dimana kolom 7 ini ada 3 log, yaitu RHOMA (Rho matrik), DTMA (sonic matrix value), dan RHOHY (Rho Hidrocarbon). Kemudian kolom selanjutnya, terdapat kolom saturasi. Kolom ini adalah hasil dari perhitungan kolom saturasi, dimana kolom ini terdapat 2 log yaitu SWU (Effective water saturation unlimited) dan SXOU (Saturasi flush zone unlimited). Kemudian kolom selanjutnya adalah kolom porosity, kolom ini menjelaskan mengenai kalkulasi porosity pada masing-masing zona reservoir. Dimana terdapat 3 log pada kolom ini, yaitu PHIT (Total porosity), PHIE (Effective porosity) digunakan untuk menentukan zona yang potensial, BVWSXO (Bulk volume water flushed zone), dan BVW (Bulk volume water). Sehingga pada analisa porosity dapat diketahui kandungan gas, minyak dan air pada zone tersebut. Kemudian kolom terakhir adalah litologi, dimana pada kolom ini terdapat 2 log, yaitu VWCL (Volume wet clay) dan PHIE (Effective porosity). Sehingga dari 2 log ini dapat diidentifikasikan jenis litologinya. CUT OFF Untuk menentukan zona reservoir dan zona yang produktif dilakukan secara manual, maka diperlukan batas-batas zona berupa batas litologi dan batas fluida. Batas litologi merupakan suatu batas yang membedakan anatar lapisan batuan yang berpotensi menjadi reservoir atau tidak. Reservoir cut off value ditentukan untuk membedakan interva; produktif dengan non produktif. Langkah awal pada toolbar klik INTERPRETATION CUTOFF AND SUMMATION Kemudian akan tampil seperti gambar dibawah ini. Dimana kita akan memasukkan kurva yang akan di cutoff. Pada tugas ini kita akan meng-cutoff Clay Volume, Porosity dan Water Saturation.

21 Kemudian kita men-set up cut off. Pada tugas ini Cut off dari Clay volume adalah 0.4, Porositas 0.12 dan Saturasi Water 0.5. Nilai-nilai ini dimasukkan ke dalam kolom cut off value seperti dibawah ini: Lalu seperti biasa kita akan men set output kurvanya. Yaitu untuk Porosty outputnya adalah ResPhiH dan PayPhiH, untuk water saturation outputnya adalah ResPhiSoH dan PayPhiSoH. Untuk clay volume outputnya ResVclH DAN PayVclH. Seperti gambar dibawah ini:

22 Lalu jika sudah memasukkan parameternya, akan muncul log hasil cut off. Dengan menentukan nilai cut off dari porosity, clay volume dan water saturation. Zona net reservoir akan dihasilkan dari nilai cut off clay volume dan porositas. Sedangkan zona net reservoir ditambahkan nilai cuf off saturasi water akan menghasilkan zona net pay. Hasil dari cut off dapat dilihat gambar dibawah ini: Dengan nilai cut off clau volume 40%, porositas 12% dan saturasi water 50%. Maka akan didapatkan net reservoir dan zona net pay. Untuk mendapatkan nilai tersebut maka: Pada toolbar

23 klik INTERPRETATION CUTOFF AND SUMMATION PARAMETERS. Maka akan muncul gambar seperti dibawah ini. Pada Zona Depth terdapat kedalaman masing-masing zona, pada Reservoir Cut offs adalah nilai dari cuut off pada masingmaisng zna reservoir. Seperti gambar dibawah ini: Lalu untuk nilai net reservoir dapat dilihat pada tabel dibawah ini.

24 Lalu untuk nilai net pay dapat dilihat pada tabel dibawah ini.

25