study kasus 7
Post on 05-Feb-2016
250 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
KELOMPOK VII
Wa Ode Isra Mirani : H221 11 284
Rosyida Fatihah : H221 11 010
Anugrawati : H221 11 257
Muhammad Yahya : H221 11 265
Rahmat Nur Hidayat : H221 11 273
Case Study 7:
PENNSYLVANIAN CANYON LIMESTONE,
NEW MEXICO, U.S.A.:
Masalah.
Studi kasus ini menggambarkan keuntungan melakukan pengukuran litologi yang sebagian
besar dari porositas dan saturasi fluida: efek fotolistrik (Pe) dari log densitas spektral. Karena
studi kasus ini adalah merupakan tahap akhir, penafsiran yang tersisa sebagian besar sampai
ke pembaca untuk merencanakan dan lengkapi. Seperti pada studi kasus lain, solusi yang
disediakan untuk validasi dari usaya pembaca. Jika Anda memutuskan untuk membuat
koreksi invasi laterolog ganda, persamaan ini akan memberikan akurasi yang cukup untuk
studi kasus ini:
Latar belakang
Pada akhir 1990-an perusahaan minyak mengebor sumur sedalam 7150-ft di tenggara New
Mexico yang menembus basement Prakambrium. Sumur dibor pada sebuah patahan antiklin
kecil. Setelah sumur berada di kedalaman total (TD), itu ldicatat dengan saltwatermud
logging Suite: Ganda Laterolog-Rxo dan Gamma Ray-Neutron-Spectral Density (Gambar
10.35). Tugas Anda adalah untuk menentukan apakah zona tersebut berpotensi produktif ,
dan jika demikian, berapa banyak hidrokarbon di tempat tersebut.
Nah informasi site dan informasi terkait lainnya
Fakta-fakta ini berkaitan dengan zona Canyon berpori 6758-6772 ft (Gambar 10.35):
Porositas neutron dan porositas densitas (Phin dan PHID, masing-masing) yang
diukur dengan mengacu pada Limestone.
Dari sampel bit cuttings, zona digambarkan sebagai sebuah cahaya kecokelatan
menjadi abu-abu grainstone ooid dengan porositas oomoldic yang berlimpah.
Rw = 0,03 ohm-m pada suhu formasi.
Rmf = 0,0406 ohm-m pada suhu formasi.
The Work Table, Table 10.13, shows depths of zones suggested for interpretation;
entries in the Solution Table (Table 10.14) are based on these depths.
Tabel Kerja, Tabel 10.13, menunjukkan kedalaman zona disarankan untuk diinterpretasi;
catatan dalam Solusi Table (Tabel 10.14) didasarkan pada kedalaman ini.
Gambar 10.35. Dual laterolog-Rxo. Canyon Limestone, New Mexico, Amerika Serikat skala
vertikal: 2 ft per divisi grafik. Kurva sinar gamma skala dalam API units. Kurva resistivitas
skala di ohm-m. skala porositas densitas dan porositas neutron dalam satuan porositas, 0,04
per divisi grafik.
Ganda laterolog-Rxo. Canyon Limestone, New Mexico, U.S.A.
Dalam interval 6758-6772 ft mencatat fakta-fakta berikut:
1. Dual laterolog menunjukkan suatu profil invasi dari salt-lumpur hidrokarbon. (Lihat
Bab 1, Gambar 1.5 sebagai contoh.).
2. Kurva porositas neutron dan densitas menunjukkan Crossover (φd> φn) pada zona
yang dijelaskan dari sampel batugamping; Crossover merupakan Indikasi adanya gas.
3. Nilai rata-rata kurva Pe sekitar 5, yang menegaskan bahwa zona adalah batugamping.
Study Kasus 7:
PENNSYLVANIAN CANYON LIMESTONE,
NEW MEXICO, U.S.A.:
Solusi.
Dari Gambar 10.35 atribut berikut interval the Canyon (6758-6772 ft) dapat dilihat:
• Dual laterolog menunjukkan profil yang konsisten dengan invasi di zona hidrokarbon-
bearing.
• Porositas neutron kurang dari porositas densitas ("crossover"). Karena formasi digambarkan
sebagai limestone, dan karena kurva porositas yang direferensikan ke limestone, orang akan
berharap kurva porositas yang akan overlay jika formasi yang berisi cairan (minyak atau air).
Crossover menunjukkan gas dalam formasi.
• Rata-rata kurva Pe sekitar 5 unit, membenarkan bahwa zona tersebut merupakan limestone,
dan bahwa crossover neutrondensity adalah efek pori-fluida (yaitu gas).
Kesimpulan berikut harus diambil dari perhitungan Anda:
• Zona berpori, dengan zona gas, porositas neutron density (Persamaan 10.18) menunjukkan
0,10-0,18 (10 sampai 18%) (Tabel 10.14).
• Saturasi air Archie (Persamaan 10.1) berkisar 0,07-0,12 (7 sampai 12%).
• Perkiraan BVW (Gambar 10.36, dan 10.14 Tabel) berkisar antara 0,011 dan 0,013; mereka
berada di bawah nilai cutoff karbonat dari 0,015 (Bab 7, Tabel 7.1), menunjukkan bahwa
formasi harus bebas air.
• Nilai-nilai untuk indeks pergerakkan hidrokarbon (MHI) berada di bawah cutoff karbonat
0,6 juga menunjukkan bahwa Canyon dapat menghasilkan hidrokarbon.
• Nilai saturasi air Archie (Swa) kurang dari nilai saturasi air ratio (Swr) yang diharapkan
karena porositas dari zona Canyon adalah oomoldic (. Lihat halaman 117), seperti yang
dijelaskan dari pemeriksaan sampel bit cutting .
The Canyon penuh dengan lubang dari kedalaman 6760-6770 ft; Potensi awal mengalir (IPF)
adalah 918 mcfgpd ditambah 3 bopd dan tidak ada air. Jika Anda menganggap bahwa sumur
ini akan menguras 160 hektar, gas asli di tempat (OGIP), diperkirakan dari persamaan di
bawah ini (dari Persamaan 10.12), 1.74 BCF (miliar kaki kubik).
OGIP = 43,560 PhiNDgas (1 – Sw) thickness ((0.43 depth)/14.7) area
where:
• PhiNDgas= 0.14 (rata-rata)
• Sw= 0.10 (rata-rata)
• Ketebalan = 10 ft
• Kedalaman = 6766 ft (rata-rata)
• area = 160 acres
Dengan faktor recovery rata-rata untuk formasi ini pada daerah ini dari 0,70 (70%), sumur
bisa menghasilkan 1,21 bcf gas. Pada harga $ 2,00 per mcf, produksi akan bernilai sekitar $
2.400.000.
Lihat perhitungan sampel pada Tabel 10.14, dan hasil dihitung dari sampel berjarak pada
interval satu-setengah kaki, yang ditunjukkan pada Gambar 10.37.
Tabel 10.14.Studi Kasus 7: Canyon Sandstone, New Mexico, Amerika Serikat: Tabel Solusi.
Simbol "v / v" menunjukkan volume untuk volume pecahan desimal.
Catatan :
1. Resistivitas formasi ( Rt), dihitung dari LLD dan LLS, yang ditampilkan pada track 2
dengan deep laterolog, LLD
2. Saturasi air archie, Swa, ditampilkan sebagai area light shaded dari Swa = 1,0. Pada
sebelah kiri dari track 3
3. Ruang dari pori yang terisi hidrokarbon ditampilkan sebagai area yang dishading
gelap pada bagian kanan track 3, antara porositas, phiNDgas, dan BVW. Ruang pori
yang berisi air ditampilkan sebagai sebuah area yang dishading terang antara BVW
dan batas bagian kanan dari track ( nilai skala dari 0 ).
Hasil dan Pembahasan
A. Hasil
1. Penentuan Zona Permeable
Zona permeabel dapat dilihat dengan menggunakan log GR. Pada zona permeabel, log GR
menunjukkan nilai yang rendah dikarenakan pada zona yang memiliki permeabilitas yang
tinggi unsur-unsur radioactive alami tidak terkosentrasi pada zona tersebut melainkan
terkosentrasi pada zona yang tidak memiliki permeabilitas ataupun permeabilitasnya kecil
yang identik dengan zona lempung ataupun serpih. Berdasarkan data log yang ditampilkan
dengan menggunakan software IP seperti gambar 1 dapat dilihat bahwa zona permeabel
ditunjukkan pada kedalaman 6758– 6771 dan 6790 – 6802,5 ft.
2. Penentuan Zona Reservoar
Dalam menentukan zona reservoar dapat digunakan Log Resistivitas. Untuk zona yang terisi
hidrokarbon pada umumnya ditunjukkan dengan nilai resistivitas yang tinggi dan untuk zona
yang terisi air ditunjukkan dengan nilai resistivitas yang rendah, hal ini dikarenakan air
bersifat konduktif dan minyak bersifat resistif. Berdasakan data log yang telah diolah di IP
seperti gambar 1 dapat dilihat bahwa zona permeabel ditunjukkan pada kedalaman 6758 –
6770 dan 6780 – 6812 ft.
3. Pemisahan Zona Minyak dan Gas
Setelah diketahui lapisan mana yang mengandung hidrokarbon, selanjutnya diidentifikasi
jenis hidrokarbon yang mengisi lapisan tersebut. Secara kualitatif data log yang digunakan
untuk mengidentifikasi jenis hidrokarbon adalah data log densitas, dan neutron. Untuk
membedakan lapisan yang terisi gas dan minyak, digunakan separasi positif antara log
densitas dan neutron. Untuk gas menunjukkan respon resistivitas yang lebih tinggi, dan
separasi positif log densitas-neutron yang lebih besar daripada minyak. Berdasarkan data log
yang telah di olah di IP seperti pada gambar 1, dapat di lihat pada log densitas dan neutron
yang menunjukkan separasi positif antara kedua log dimana zona tersebut berada pada
kedalaman 6758 – 6771 dan 6790 – 6802,5 ft. Selain dengan menggunakan Log densitas dan
neutron, suatu zona apakah terisi oil atau gas dapat dilihat dari nilai saturasi airnya. Secara
kuantitatif nilai Sw < 25 % dianggap sebagai gas, 25% > Sw < 75% dianggap minyak, Sw >
75% dianggap sebagai air. Berdasarkan gambar di bawah ini, dapat diketahui zona-zona yang
mengandung gas yaitu pada kedalaman 6758 – 6773 dan minyak pada kedalaman 6791 –
6801 ft.
B. Pembahasan
Berdasarkan interpretasi yang telah dilakukan dapat diketahui zona yang berisi hidrokarbon
yang ditunjukkan oleh respon log GR yag rendah, pembacaan Log Resistivity yang tinggi,
memiliki nilai Swa yang rendah untuk oil (25% > Sw < 75%) dan yang sangat rendah untuk
gas (Sw < 25 % ) , serta separasi positif log densitas-neutron untuk gas yang lebih besar
daripada minyak. Berdasarkan pembacaan-pembacaan tersebut zona hidrokarbon berada pada
kedalaman 6757,5 – 6771 ft untuk gas dan kedalaman 6790 – 6801 ft untuk oil.
Gambar 1 Tampilan Data LAS Case Study 7 yang telah diolah
Kesimpulan
Zona yang merupakan zona gas terletak pada kedalaman 6757,5 – 6771 ft
memiiki porositas neutron density dan Saturasi Air Archie menunjukkan nilai
seperti gambar di bawah ini
DepthPHINDg
as Swa
6757,5 0,03490,05315
1
67580,05362
80,03474
4
6758,50,09156
20,02371
7
67590,13053
30,02076
7
6759,5 0,137780,02110
8
67600,14504
4 0,02176
6760,50,14252
2 0,02232
67610,14014
9 0,02288
6761,50,13795
8 0,02408
6762 0,135820,02540
8
6762,50,13382
40,02395
1
67630,13184
40,02279
6
6763,50,13652
40,02027
7
67640,14123
50,01826
5
6764,50,15788
60,01661
4
6765 0,174590,01528
7
6765,50,20580
4 0,01392
67660,23710
80,01312
1
6766,50,24952
50,01281
86767 0,2619 0,01257
5
6767,50,26083
90,01261
1
67680,25983
10,01264
5
6768,50,25896
80,01233
2
6769 0,258070,01204
7
6769,50,22225
40,01359
1
67700,18648
80,01576
1
6770,50,13740
20,01620
6
67710,09226
90,02020
9Rata-Rata
6764,25
0,166295 0,01982
Ketebalan 13,5
Zona yang kemungkinan merupakan zona oil pada kedalaman 6790 – 6801 ft
memiiki porositas neutron dan density serta Saturasi Air Archie menunjukkan
nilai seperti pada tabel di bawah ini
Depth NPHI DPHI Swa
6790 -0.0014 0.02260.111381847
6790.5 0.0182 0.0201 0.0949059
6791 0.0379 0.01750.062954757
6791.5 0.044 0.0166 0.05687554
6792 0.0501 0.01560.051911222
6792.5 0.0525 0.0159 0.05084355
6793 0.0549 0.01610.049972392
6793.5 0.0577 0.01680.047629346
6794 0.0605 0.0175 0.04550092
6794.5 0.0631 0.01820.043928655
6795 0.0656 0.01890.042545748
6795.5 0.0652 0.0192 0.04335257
9
6796 0.0648 0.01950.044192846
6796.5 0.0653 0.02010.044204931
6797 0.0658 0.02070.044228158
6797.5 0.0688 0.02090.041432144
6798 0.0718 0.02120.038901162
6798.5 0.0698 0.02070.036805585
6799 0.0679 0.02030.035206325
6799.5 0.0667 0.0187 0.03349116
6800 0.0655 0.0170.032174635
6800.5 0.0573 0.0154 0.03609959
6801 0.0492 0.01380.041257911
OGIP = 43,560 PhiNDgas (1 – Swa) thickness ((0,43 depth)/14.7) area
Diketahui :
PhiNDgas = 0,166295 ( rata-rata)
Swa = 0,01982 ( rata- rata )
Thickness = 13,5 ft
Depth = 6764,25 ft ( rata-rata )
Area = 160
OGIP = 43560 x 0,166295 x (1 - 0,01982) x 13,5 x ((0,43 x 6764,25)/14,7) x 160
= 3,034 bcf
Dengan faktor recovery rata-rata untuk formasi ini pada daerah ini dari 0,70 (70%), sumur
bisa menghasilkan 3,034 x 0,70 = 2,124 bcf gas. Pada harga $ 2,00 per mcf, produksi akan
bernilai sekitar $ 4.248.000.
Hasil Pengolahan Data menggunakan Ms. Excel ( Petunjuk dari Case Study 7 )
Table 10.14.Case Study 7: Canyon Sandstone, New Mexico, U.S.A.: Solution table. The
symbol “v/v” indicates volume-for-volume decimal fraction.
Figure 10.36. Bulk Volume Water Crossplot Canyon Limestone, New Mexico, U.S.A.
Figure 10.37. Canyon Limestone, New Mexico, U.S.A. Computer-processed log
Keterangan
= Zona berisi Gas
top related