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 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
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 1 G402 GR Clay 2 GR Clean : 4 GR Clay : 33 GR Clean
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 0.25 y = 1.0133x + 0.0044 R² = 0.7775 PHI Core, Frac 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 PHI Log, Frac
ESTIMASI WATER SATURATION AND OWC Water Analysis : RW= 0,45 @ 75 F RW= 0,17376 @ 205 F Formasi Depth Porosity Faktor Ft Dec FF RW Ro 7501 0.035 653 0.17376113.46528 7505 0.186 34.5 0.17376 5.99472 7509 0.233 27.5 0.17376 4.7784 7511 0.233 30.1 0.17376 5.230176 1000 Ro (Ωm) 100 10 y = 180.44e -16.07x R² = 0.9665 Ro = F Rw 1 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 Porosity, Frac
HASIL ESTIMASI WATER SATURATION Saturation Equation : Archie formula 2 4 3 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 : 0.294 psi/ft ) Linear (Water Gradient : 0.484 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
ESTIMASI PERMEABILITAS Estimasi permeabilitas pada kedalaman 7488-7545 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) 10-100 Baik Sekali (very good) 100-1000
PERSAMAAN CARMAN KOZCENY 140 120 y = 0.4646x + 120.09 R² = 0.8814 Number Sample 100 80 60 40 y = 1.6124x + 108.58 R² = 0.962 y = 5.0878x + 88.263 R² = 0.9676 y = 24.222x + 27.628 R² = 0.9845 y = 53.229x - 22.152 R² = 0.9931 20 0 y = 37.11x - 8.16 R² = 0.9482 y = 61.667x - 24.528 R² = 0.9799 0.1 1 10 100 Flow Zone Indicator (FZI)
HASIL PERSAMAAN CARMAN KOZCENY 10 1 y = 22.37x - 0.009 R² = 0.928 y = 7.476x + 0.039 R² = 0.878 y = 4.278x - 0.004 R² = 0.967 y = 2.237x + 0.004 R² = 0.911 RQI 0.1 0.01 0.001 y = 1.426x - 0.013 R² = 0.953 y = 0.685x - 0.000 R² = 0.984 y = 0.338x - 0.003 R² = 0.928 0.001 0.01 0.1 1 PHIZ 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 Perm_Predic, md 100 10 1 0.1 0.01 0.001 y = 0.4158x 0.6574 R² = 0.3884 0.01 0.1 1 10 100 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
SINGLE TRANSFORMASI 100 10 Perm_Predic, md 100 10 1 0.1 0.01 0.001 y = 0.3685x 0.6502 R² = 0.3945 Core_Perm, md 1 0.1 y = 1075.5x3.2513 R² = 0.9853 y = 209.31x3.2051 R² = 0.984 Depth 0.01 1 100 DST Core_Perm, md KHC_Predict (TRNSF) 0.01 0.001 y = 23379x3.039 R² = 0.9719 y = 3453.7x3.2003 R² = 0.9828 y = 53770x2.8666 R² = 0.9685 y = 9630.5x3.1287 R² = 0.9895 y = 677719x3.0826 R² = 0.9525 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 Core_Porositas, Dec 7428 Tight 0.719138 7494 Very Good 193.8684 7499 Good 6.823095 7503 Fair 3.938373 7513 Very Tight 0.471395
PERSAMAAN TIMUR 10 Depth DST perm timur Perm_predic, md 1 0.1 0.01 0.001 y = 0.141x 0.842 R² = 0.498 7428 Tight 7.1214 7494 Very Good 34.3051 7499 Good 32.2741 0.0001 0.01 0.1 1 10 100 Core_Perm, md 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 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).
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