PF18 - Borehole Image
-
Upload
rafil-friasmar -
Category
Documents
-
view
33 -
download
5
description
Transcript of PF18 - Borehole Image
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 1/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
1. TUJUAN
Borehole-image merupakan pendekatan yang dilakukan untuk menentukan net-pay pada lingkungan
pengendapan fluvial dan turbidit. Dengan adanya tampilan sedimentasi, maka akan dapat ditentukan
geometri reservoir yang paling penting dan parameter petrofisis reservoir. Interpretasi data
sedimentary dip dari gambar akan memberikan pengertian tentang struktur sedimentasi. Informasi
geologis dari FMI (Fullbore Formation MicroImager) akan memberikan model stokastik dari
distribusi batu-pasir serpih. OBMI (Oil-Base MicroImager) merupakan peralatan imaging yang
memperluas microresistivity imaging ke dalam lingkungan sistem lumpur yang tidak konduktif dan
invert-emulsion. UBI (Ultrasonic Borehole Imager) menampilkan transducer dengan resolusi tinggi
yang akan memberikan gambaran akustik yang pasti pada lubang-terbuka bahkan pada lumpur yang
oil-base.
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. Metode
2.1.1. Fullbore Formation MicroImager (FMI)
2.1.2. Oil-Base MicroImager (OBMI)
2.1.3. Ultrasonic Borehole Imager (UBI)
2.2. Persyaratan
Rekaman log pada lubang terbuka (open hole)
3. APLIKASI
3.1. FMI (Fullbore Formation MicroImager)
3.1.1. Menentukan net pay Penentuan zona batu-pasir dan serpih dengan menentukan cutoff pada log kurva resistivitas
rata-rata (pengukuran FMI). Pada Gambar 3.1, interval resistivitas 0.5 - 2.5 (ohm-m) adalah
serpih dan interval resistivitas 2.5 5.5 (ohm-m) adalah batu-pasir.
3.1.2. Interpretasi struktur sedimentasi Interpretasi data dip image-derived sedimentary (Gambar 3.2) yang
memberikan pemahaman struktur l ingkungan pengendapan.
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 2/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.1 Menentukan net pay
3.1.3. Interpretasi arah permeabilitas fracture (rekahan) Prinsip azimuth stress diperoleh dari analisa image lubang sumur, menggambarkan arah
permeabilitas maksimum di dalam rekahan reservoir. Rekahan yang di set sejajar dengan
stress horizontal maksimum mendominasi arah permeabilitas rekahan. Stylolite yang
tampak hitam pada FMI log, dengan corak yang tidak beraturan di tengah image ke kanan
merupakan permeabilitas vertical barrier (Gambar 3.3).
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 3/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.2 Interpretasi struktur sedimentasi
Gambar 3.3 Interpretasi arah permeabilitas fracture (rekahan)
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 4/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3.1.4. Interpretasi Struktur Geologi Interpretasi perlapisan (bedding dip) untuk mendapatkan log ketebalan stratigrafi yang
akurat (Gambar 3.4).
Gambar 3.4 Interpretasi Struktur Geologi
3.2. OBMI (Oil-Base MicroImager)
3.2.1. Resolusi dip dan struktur yang sangat baik
Pada Gambar 3.5, dapat dilihat perbedaan tampilan antara OBMI dan OBDT (Oil-Base
Dipmeter Tool) log, dimana tampilan OBMI tampak sangat baik untuk dip yang rumit dan
terstruktur. Pada formasi batu-lempung yang mempunyai perbedaan resistivitas yang sangat
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 5/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
kecil, dalam perhitungan dip biasanya akan ditemukan beberapa kesalahan sehingga perlu
dilakukan secara manual.
Gambar 3.5 Perbandingan tampilan OBMI dan OBDT log
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 6/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3.2.2. Perairan-dalam
Pada perairan-dalam, tampilan OBMI akan menghasilkan interval core yang akurat.
Perubahan core dip yang tiba-tiba, sebelumnya diperkirakan karena coring induced,
merupakan tampilan yang alami (Gambar 3.7). Dengan OBMI, analisa stratigrafi dapat
diperluas melalui interval core. Data OBMI Rxo (Gambar 3.6) terkorelasi dengan baik
dengan informasi ukuran-butir dati sidewall core. Hasil perhitungan selang produksi (net
pay) meningkat sebesar lebih dari 50 ft dibandingkan dengan analisa log yang
konvensional.
Gambar 3.6 Tampilan OBMI dan perhitungan Rxo secara kuantitatif
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 7/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.7 Perubahan dip pada kedalaman XXX36.5 ft
3.2.3. Pengetahuan terhadap latar kompleks secara terstruktur
Pada Gambar 3.8 dapat dilihat tampilan pilot hole untuk sumur horizontal pada poorly-
bedded-reef-buildup. Pemboran lateral direncanakan mengikuti axis panjang dari reservoir
untuk memaksimalkan interval produksi. Dari OBMI, struktur dip dapat diungkapkan
dengan jelas (Gambar 3.9), menegaskan bahwa reservoir telah terpenetrasi pada lokasi yang
direncanakan. Tampilan ini juga menegaskan keberadaan ketegaklurusan rekahan terhadao
pemboran lateral yang telah direncanakan, dimana hal ini merupakan faktor kritis untuk
memaksimalisasi produktivitas.
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 8/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.8 Tampilan pilot hole untuk sumur horizontal pada
poorly- bedded-reef-buildup
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 9/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.9 Dip struktur
3.3. UBI (Ultrasonic Borehole Imager)
3.3.1. Deteksi rekahan
Peralatan UBI sesuai untuk aplikasi dalam mendapatkan data televiewer pada lubang sumur
terbuka karena akan sangat dibutuhkan dalam evaluasi rekahan. UBI , bersama-sama
dengan plot cross-sectional, juga dapat mendeteksi shear-sliding yang berhubungan dengan
bidang rekahan, yang nantinya akan memberikan bukti kuat dari tekanan tektonik yang
tidak seimbang dan rekahan terbuka.
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 10/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3.3.2. Peningkatan analisa rekahan pada oil-base mud
Instrumen OBMI disiapkan untuk analisa dip struktur dan analisa stratigrafi pada sistem
oil-base mud, serta mendeteksi rekahan, sementara UBI akan sangat berguna untuk
karakterisasi rekahan lebih lanjut. Karena oil-base mud mempunyai sifat resistivitas
terhadap listrik, rekahan-terbuka (open fracture) dan rekahan-tertutup (cemented fracture)
akan terlihat sama dalam tampilan OBMI. Dalam hal ini instrumen UBI akan sangat
membantu karena UBI hanya akan memberikan respon terhadap rekahan-terbuka.
Instrumen ini juga lebih sensitif dibandingkan OBMI untuk rekahan dengan dip yang
berubah tajam terhadap lubang bor.
3.3.3. Kestabilan lubang bor dan analisa tekanan
Masalah kestabilan lubang bor berhubungan dengan pipa terjepit, kehilangan waktu dan
juga kehilangan bagian dari sumur, yang pada akhirnya akan meningkatkan biaya
pemboran. Radius UBI dan analisa cross-sectional akan memberikan keterangan yang
akurat mengenai bentuk lubang bor, memberikan analisa masalah yang detil dan jelas.
3.3.4. Keyhole Wear
Pada sumur miring, pipa pemboran yang sedang berputar akan selalu menyentuh dinding
lubang pada saat perubahan kemiringan, dan menghasilkan bentuk keyhole. Gambar 3.10
adalah bentuk yang dimaksud. Pada Gambar 3.11, dapat dilihat tampilan cerah dan gelap,
dimana bagian yang gelap adalah bagian yang tersentuh dari lubang bor, atau arah K
pada Gambar 3.10. Plot cross-sectional dapat digunakan untuk mendiagnosa anomali di
lubang bor secara otomatis, termasuk keyhole dengan ketebalan dan arahnya.
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 11/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.10 Plot cross-sectional dari keyhole
Gambar 3.11 Tampilan UBI untuk keyhole
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 12/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3.3.5. Breakouts
Pada formasi, jarang terjadi tekanan horizontal yang seragam. Tekanan selalu kompresif
dan arah tekanan di satu tempat biasanya lebih besar dibandingkan tempat lain karena
adanya gaya tektonik dan patahan. Pemboran yang dilakukan pada formasi dengan tekanan
horizontal yang tidak seragam akan menyebabkan pemindahan medium silinder dari
material yang sebelumnya menahan gaya kompresif ini. Tanpa medium ini, formasi di
sekitar sumur akan mengalami penambahan tekanan secara terus menerus. Jika tekanan
horizontal maksimum berada pada arah barat-utara dan timur-selatan, formasi yang berada
di daerah ini akan mengalami tekanan kompresif tangensial yang lebih tinggi dari
sebelumnya, tapi masih dalam batas arah itu saja. Tekanan yang meningkat ini akan cukup
untuk menyebabkan compressive failure, fragmen batuan akan break-off dan sumur akan
mengalami caving (Gambar 3.12). Perluasan arah yang berbentuk oval ini disebut dengan
Breakouts. Pada Gambar 3.13 dapat dilihat bentuk plot cross sectional dari breakouts ini.
Gambar 3.12 Tampilan UBI untuk sumur yang mengalami breakouts
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 13/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.13 Plot cross sectional untuk sumur yang mengalami breakouts
3.3.6. Shear-sliding
Pada Gambar 3.14 dapat dilihat tampilan yang mengindikasikan terjadinya shear sliding.
Lebih jelas lagi pada Gambar 3.15, yaitu plot cross sectional dari shear sliding, dimana
perluasan seperti yang terjadi pada proses breakout dan penyempitan lubang bor terjadi
bersama-sama. Ketika pemboran dilakukan melalui rekahan, lumpur pemboran akan
menginvasi rekahan sehingga tekanan hidrostatis lumpur akan terjadi di sekitar permukaan
rekahan. Jika tekanan hidrostatis ini lebih besar daripada tekanan fluida formasibiasanya
untuk menghindari terjadinya blowoutmaka tekanan closing rekahan akan berkurang, dan
kemudian mengurangi gesekan antara permukaan rekahan. Formasi yang berlawanan arah
dengan rekahan kemudian akan mengalami slip (Gambar 3.16).
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 14/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.14 Tampilan UBI untuk sumur yang mengalami shear sliding
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 15/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.15 Plot cross sectional untuk sumur yang mengalami shear sliding
Gambar 3.16 Variasi mekanisme slippage sepanjang permukaan rekahan
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 16/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Proses slipping ini biasanya terjadi setelah mata bor menembus rekahan yang kemudian
akan membuat lumpur memasuki rekahan. Apabila displacement pada formasi dan lubang
sumur menjadi sangat signifikan, sticking akan mungkin terjadi terhadap matabor, peralatan
bawah permukaan dan pipa (Gambar 3.17). Displacement diindikasikan oleh garis
melintang hitam. Tampilan plot cross sectional dari displacement ini dapat dilihat pada
Gambar 3.18.
Gambar 3.17 Displacement pada lubang sumur
Terkadang garis melintang hitam ini tidak kontiniu, tetapi dalam interpretasinya sering
ditemukan ketidakpastian.
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 17/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3.18 Plot cross sectional untuk sumur yang mengalami dsplacement
3.3.7. Shale alteration
Batu-serpih akan terhidrasi dan mengembang jika terjadi kontak dengan lumpur water-
base. Peristiwa ini kemudian akan diikuti dengan terjadinya collapse di lubang sumur
menyebabkan washout. Pada tampilan UBI, perubahan (alteration) ini biasanya
diindikasikan dengan dinding lubang sumur yang sangat kasar. Efek ini biasanya terjadi
pada batu-serpih-lembut (soft shale), khususnya yang mengandung smectite.
3.3.8. Penentuan tekanan horizontal
Instrumen UBI mengukur terjadinya displacement sepanjang bidang rekahan yang
merupakan fungsi dari tekanan. Jika displacement terjadi pada dua bidang rekahan dengan
arah yang berbeda, maka arah tekanan dan rasio tekanan horizontal maksimum ke
minimum dapat ditentukan. Rasio tekanan bahkan juga dapat diperoleh dari displacement
yang terjadi pada rekahan-tunggal jika arah tekanan horizontal maksimum diketahui
(contohnya dari arah breakout).
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 18/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
4.1. FMI, Borehole geology, geomechanics and 3D reservoir modelling, Schlumberger, 2002.
4.2. UBI, Advanced borehole imaging independent of mud type, Schlumberger, 2002
4.3. OBMI, Borehole imaging in oil-base mud, Schlumberger, 2001
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 19/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. Lampiran
5.1. Latar belakang
5.1.1. FMI (Fullbore Formation MicroImager)
Lapisan pasir tipis yang pada awalnya tidak ekonomis (karena konvensional log tidak dapat
menunjukkan crossover kurva density dan neutron), saat ini dapat diproduksi setelah FMI
logs membantu mengidentifikasi interval lapisan tersebut. Analisa image log FMI
membantu mengidentifikasi banyak lensa batu-pasir tipis dengan resistivitas rendah.
Adapun keuntungan lain yang bisa didapatkan dari penggunaan alat ini adalah interpretasi
formasi secara akurat, mendapatkan gambaran detail reservoir, membantu pengambilan
keputusan yang tepat dalam rangka komplesi dan produksi sumur, mampu menyediakan
data pada lingkungan sulit seperti sumur horizontal dan sumur berdeviasi/bersudut,
menghemat biaya dan waktu dengan hasil interpretasi lengkap yang didapatkan.
5.1.2. OBMI (Oil-Base MicroImager)
Peningkatan penggunaan lumpur sintetis dan oil-base untuk membatasi resiko pemboran
dan juga peningkatan efisiensi menimbulkan banyak tantangan terhadap formation imaging.
Bahkan lapisan tipis dari lumpur tidak-konduktif, yang sifatnya tak tembus cahaya,
mencegah imager mikroresistivitas yang konvensional untuk mengukur parameter formasi.
Hal ini akan jauh lebih rumit lagi dengan hadirnya mud-cake yang tidak-konduktif atau juga
filtrat lumpur. Lumpur oil-base dapat digantikan dengan yang water-base pada batas yang
bisa diperhitungkan, tetapi tidak menjamin pengukuran akan memungkinkan. Kebutuhan
akan image dari lingkungan yang sangat sulit inilah yang kemudian mendasari pendekatan
dan pengembangan alat ini.
5.1.3. UBI (Ultrasonic Borehole Imager)
Instrumen ini mempunyai transducer resolusi tinggi yang akan menampilkan tampilan
akustik yang lebih baik dari lubang sumur yang terbuka, bahkan pada lumpur oil-base, juga
sangat ideal dalam perhitungan geometri internal dari casing.
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 20/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5.2. Spesifikasi Alat
5.2.1. FMI (Fullbore Formation MicroImager)
Spesifikasi FMI
Aplikasi Struktur geologi, stratigrafi (perlapisan batuan), analisa reservoir, heterogenitas, gambaran/distribusi shale
Resolusi Vertikal 0.2 in. dengan gambar yang tampak hingga 50-mikron
Resolusi Azimuthal 0.2 in. dengan gambar yang tampak hingga 50-mikron
Measuring electrodes 192
Pads and flaps 8
Cakupan 80% dalam 8-in. lubang sumur (fullbore image mode)
Tekanan Maksimum 20,000 psi
Temperatur Maksimum 350F [175C]
Diameter Lubang Sumur
Minimum 5 7/8 in.
Maksimum 21 in.
Deviasi Lubang Maksimum 90
Kecepatan Logging
Fullbore image mode 1,800 ft/jam dengan real-time processed image
Four-pad mode 3,600 ft/jam dengan real-time processed image
Dipmeter mode 5,400 ft/jam dengan real-time dip processing
Inclinometer mode 10,000 ft/jam
Resistivity Maksimum Lumpur 50 ohm-m
FMI tool
Diameter Maksimum 5 in.
Panjang Makeup 24.4 ft
Panjang Makeup dengan flex joint 26.4 ft
Berat di udara 433.7 lbm
Panjang jika terkompressi (TLC 12,000 lbf (safety factor of 2)
Tekanan Maksimum pad 44 lbf
Combinability Dapat dikombinasikan dengan wireline openhole
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 21/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5.2.2. OBMI (Oil-Base MicroImager)
Spesifikasi OBMI
Aplikasi
Analisa struktural, analisa stratigrafi, analisa core, analisa permeabilitas, perhitungan net-pay dengan resolusi tinggi, penempatan sampel dan uji formasi, deteksi tampilan drilling-induced
Resolusi efektif 1.2 in.
Cakupan 32% dalam 8-in. lubang sumur (fullbore image mode)
Tekanan Maksimum 20,000 psi
Temperatur Maksimum 320F [160C]
Diameter Lubang Sumur
Rekomendasi ukuran lubang 7 - 16 in.
Kecepatan Logging
Kecepatan maksimum 3,600 ft/jam
OBMI tool
OD maksimum 5.75 in.
Panjang 17 ft.
Berat di udara 310 lbm.
Kaliper maksimum 17.5 in.
Ukuran tombol efektif 0.4 in.
Kedalaman investigasi 3.5 in.
Conveyance Wireline atau sistem TLC* Tough Logging Conditions
Combinability Atas dan bawah
-
PENILAIAN FORMASI NO : PF 18
Borehole Image Halaman : 22/ 22 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5.2.3. UBI (Ultrasonic Borehole Imager)
Spesifikasi UBI
Aplikasi
Interpretasi dan imaging lubang sumur, analisa struktur dip, analisa dan identifikasi rekahan, evaluasi kestabilan lubang sumur, perhitungan volum semen dan jari-jari lubang sumur, analisa otomatis bentuk-lubang.
0.4 in. dengan 250-kHz frekwensi operasi Resolusi (aproksimasi)
0.2 in. dengan 500-kHz frekwensi operasi
Tekanan Maksimum 20,000 psi
Temperatur Maksimum 350F [175C]
Diameter Lubang Sumur
Minimum 5 1/2 in.
Maksimum 12 1/2 in.
Kecepatan Logging
0.4-in vertical sampling rate 800 ft/jam
0.2-in vertical sampling rate 400 ft/jam
1-in vertical sampling rate 2100 ft/jam
UBI tool
Diameter (bervariasi tergantung subassembly) 3.6 sampai 112 in.
Panjang (hanya sonde dan cartridge) 248 in.
Berat sonde di udara (bervariasi tergantung transducer subassembly) 188 sampai 210 lbm
Berat cartridge di udara (bervariasi tergantung transducer subassembly) 153 lbm
Berat lumpur maksimum
Lumpur water-base 15 lbm/gal
Lumpur oil-base 11.6 lbm/gal