Judul Tugas Akhir: Penerapan Metode Struktur Geometri Pori (PGS) untuk Meningkatkan Prediksi Karakteristik Reservoir di Lapangan Bergerak. Metode Struktur Geometri Pori merupakan suatu metode pengelompokan jenis batuan berdasarkan arsitektur penyusun pori-pori tersebut, yaitu geometri pori dan struktur pori batuan. Penelitian ini bertujuan untuk meningkatkan hasil prediksi karakteristik reservoir dalam hal ini porositas dan permeabilitas dengan menggunakan metode struktur geometri pori.
Selain itu, penelitian ini juga bertujuan untuk membandingkan hasil prediksi yang diperoleh metode struktur geometri pori dengan metode standar yang digunakan pada penelitian sebelumnya di Volve Field. Sedangkan untuk perhitungan permeabilitas tidak ditemukan korelasi yang baik pada metode struktur geometri pori dibandingkan dengan metode sebelumnya. Metode struktur geometri pori merupakan suatu metode pengelompokan batuan berdasarkan arsitektur struktur pori yaitu geometri dan struktur pori.
The purpose of this study is to improve the prediction results of reservoir characteristics such as porosity and permeability using the pore geometry structure method and to compare the prediction results obtained by the pore geometry structure method with the standard method used in previous Volve Field investigations. When calculating permeability, no good correlation was found using the pore geometry structure method compared to the previous method.
Latar Belakang
Penelitian ini akan menggunakan metode Pore Geometry Structure (PGS) yang merupakan salah satu metode pengetikan batuan. Metode Pore Geometry Structure (PGS) menggunakan arsitektur pori batuan yaitu geometri pori dan struktur pori, sebagai acuan dalam mengklasifikasikan jenis batuan dan sebagai dasar prediksi nilai porositas dan permeabilitas. Hal ini dibuktikan dengan penelitian Akbar (2019) tentang penggunaan metode PGS dalam memperkirakan nilai porositas dan permeabilitas berdasarkan kecepatan sonik, porositas kritis dan tipe batuan.
Oleh karena itu, dalam penelitian ini metode PGS akan diterapkan pada Volve Field yang telah menghentikan produksinya. Selanjutnya membandingkan hasil prediksi karakteristik reservoir dengan penelitian berjudul “Penerapan Metode Struktur Geometri Pori (PGS) Untuk Meningkatkan Prediksi Karakteristik Reservoir di Lapangan Volve”.
Rumusan Masalah
Bagaimana hasil perbandingan prediksi karakteristik reservoir menggunakan metode Pore Geometry Structure (PGS) dan metode standar di lapangan Volve.
Ruang Lingkup
Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah: Tujuan dari penelitian ini adalah
Geologi Regional
Geologi Regional Lapangan Volve
5 dengan endapan kontinental dari Formasi Sleipner di bawahnya dan serpih laut lepas pantai dari Formasi Heather di atasnya (Vollset & Dore 1984; Partington et al. 1993 dalam Kieft et al., 2010).
Stratigrafi Lapangan Volve
- Batuan Sumber (Source Rock)
- Batuan Reservoir
- Cap Rock dan Seal
- Migrasi
Secara umum, batuan induk dapat didefinisikan sebagai sedimen yang mampu menghasilkan minyak atau gas dalam jumlah besar. Sumber utama minyak bumi di dataran tinggi Utsira adalah Formasi Draupne yang kaya akan bahan organik dan cenderung mengandung minyak. Terdapat juga potensi batuan sumber sekunder di kawasan tersebut, seperti Formasi Heather dan serpih Kupferschiefer.
Penemuan hidrokarbon di SMA Haugaland (bagian selatan SMA Utsira) mengandung minyak non-biodegradable yang berasal dari Formasi Draupne (Kaspersen, 2016). Formasi Sleipner diendapkan di Viking Graben dalam kondisi laut marginal hingga non-laut (Kaspersen, 2016). Kelompok ini dipisahkan oleh Formasi Sleipner yang mengandung batubara bagian bawah dan Formasi Hugin yang didominasi pasir.
Lingkungan pengendapan Grup Vestland secara keseluruhan berada pada perairan fluvial hingga perairan dangkal karena Formasi Hugin diendapkan pada tahap keretakan awal di atas endapan Dataran Delta pada Formasi Sleipner. Pada saat diendapkannya Formasi Hugin (Jurassic Tengah hingga Atas) terjadi transgresi besar di Palung Viking yang disebabkan oleh penurunan muka tanah terkait retakan dan banjir di Palung Viking Selatan. Pada kipas bawah laut syn-rift dan reservoir turbidit, seperti batupasir di Formasi Intra Draupne di daerah Johan Sverdrup, segel tersebut secara tentatif berhubungan dengan Tanah Liat Kimmeridge (Formasi Draupne) (Gautier, 2005).
Jika Formasi Draupne tidak ada, Formasi Cretaceous Åsgard bertindak sebagai segel di kawasan Johan Sverdrup. Migrasi minyak ke Laut Utara bagian tengah berkaitan dengan penurunan muka tanah Formasi Draupne menyusul kegagalan sistem keretakan. Ketebalan sedimen Jurassic Atas menebal ke arah barat dari Utsira Atas hingga Graben Viking Selatan.
Data dari uji produksi, sampel fluida, dan pengukuran tekanan formasi juga digunakan dalam interpretasi petrofisika berdasarkan metode dan algoritma yang digunakan untuk penilaian Formasi Hugin di tempat lain di area Sleipner.
Jenis Log
Log Gamma Ray
Data dari log dan core telah digunakan untuk menghitung pasir bersih, porositas, permeabilitas dan saturasi hidrokarbon di sumur Volve (15/9-19SR, 15/9-19A dan 15/9-19BT2). Analisis karakteristik batuan dilakukan dengan benar untuk memastikan kesesuaian terbaik antara data inti dan data log. Porositas dihitung dengan mengkalibrasi data log dengan mengoreksi nilai dari rasio inti ke rasio reservoir.
Permeabilitas dihitung berdasarkan korelasi multivariat antara permeabilitas inti yang dikoreksi terhadap kondisi reservoir dengan porositas dan volume serpih yang dihitung (Statoil, 1993). Berbeda dengan log SP, respons sinar gamma tidak dipengaruhi oleh resistivitas air formasi (Rw) dan karena log sinar gamma merespons sifat radioaktif formasi dibandingkan sifat listrik, maka log tersebut dapat digunakan pada lubang tertutup dan lubang terbuka. lubang yang mengandung cairan pengeboran non-konduktif (misalnya lumpur atau udara berbahan dasar minyak). Karena serpih biasanya lebih radioaktif dibandingkan pasir atau karbonat, log sinar gamma dapat digunakan untuk menghitung volume serpih di reservoir berpori.
Log Listrik
Sejauh ini penggunaan log resistivitas yang paling penting adalah untuk menentukan hidrokarbon versus zona bantalan air, karena matriks atau butiran batuan bersifat non-konduktif dan hidrokarbon di dalam pori-pori juga non-konduktif, sehingga mempengaruhi kemampuan batuan untuk menghantarkan arus. hampir seluruhnya merupakan fungsi air pori (Asquith & Krygowski, 2004). Jika ketiga tikungan tersebut memiliki resistivitas yang lebih tinggi dibandingkan serpih di sekitarnya dan berada di atas satu sama lain, maka formasi tersebut merupakan formasi gerusan yang kedap air (pasir, batu kapur). Jika kurva dangkal mempunyai tahanan yang rendah, tetapi alat tembus sedang dan dalam mempunyai tahanan yang lebih tinggi, masing-masing sama (saling tumpang tindih), maka formasi bersifat permeabel dan hanya mengandung air formasi.
Jika resistivitasnya lebih tinggi (yaitu, terdapat pemisahan respons alat sedang dan dalam), formasinya bersifat permeabel dan mengandung hidrokarbon. Log sonik adalah log porositas yang mengukur interval waktu transit (Δt, Delta t, atau DT) gelombang suara kompresi yang berjalan melalui formasi di sepanjang sumbu lubang bor (Asquith & Krygowski, 2004). Massa jenis adalah massa jenis seluruh formasi (bagian padat dan cair) yang diukur dengan alat pemotong.
Hal ini melemahkan sinar gamma lebih sedikit dibandingkan formasi dengan kepadatan tinggi, dan oleh karena itu tingkat penghitungan sinar gamma yang lebih tinggi dicatat pada sensor. Massa jenis suatu batuan bergantung pada mineral padat penyusunnya, porositasnya, dan massa jenis fluida yang mengisi porositas tersebut. Massa jenis formasi (ρb) merupakan fungsi dari massa jenis matriks, porositas, dan massa jenis fluida pori (lumpur air asin, lumpur air tawar, atau hidrokarbon).
Untuk menentukan porositas densitas, baik dengan diagram maupun perhitungan, harus diketahui densitas matriks (Tabel 2.3) dan jenis fluida dalam formasi. Pada formasi bersih (tanpa serpih) yang porositasnya terisi air atau minyak, log neutron mengukur porositas berisi fluida (N, PHIN, atau NPHI). Respons log neutron bervariasi menurut perbedaan tipe detektor dan apa yang terdeteksi (sinar gamma dan/atau neutron dengan energi berbeda), jarak sumber ke detektor, litologi (yaitu batupasir, batu kapur, dan dolomit) (Asquith & Krygowski, 2004 ). ). a) Efek hidrokarbon terjadi ketika pori-pori terisi gas, bukan minyak atau air, porositas neutron yang dilaporkan lebih kecil dari porositas formasi sebenarnya.
Ini adalah plot x-y dari kuantitas yang diinginkan, biasanya dilapisi dengan garis untuk litologi "murni" (biasanya batupasir, batugamping, dan dolomit) dengan porositas yang ditunjukkan pada setiap garis litologi (Asquith & Krygowski, 2004). a) Kombinasi densitas neutron: litologi cepat dan porositas. Gas dalam pori-pori menyebabkan densitas porositas terlalu tinggi (gas memiliki densitas lebih rendah dibandingkan minyak atau air) dan porositas neutron terlalu rendah (konsentrasi atom hidrogen dalam gas lebih rendah dibandingkan minyak atau air). Crossplot adalah cara grafis untuk menyelesaikan hubungan kompleks menggunakan dua (atau tiga) pengukuran porositas untuk memperkirakan litologi dan porositas formasi.
Parameter Petrofisika .1 Porositas .1 Porositas
- Saturasi Air
- Resistivitas
- Bulk Modulus dan Shear Modulus
- Metode Pore Geometry Structure (PGS)
- Bulk Modulus dan Porositas Kritis
- Prediksi Porositas Berdasarkan Kecepatan Akustik dan Porositas Kritis Kritis
- Predisi Permeabilitas Berdasarkan Kecepatan Akustik dan Porositas Kritis Kritis
Tergantung pada tingkat kelembapannya, pori-pori buta ini dapat terisi air atau minyak, yang merupakan cairan yang tidak dapat direduksi. Hubungan antara permeabilitas dan porositas bersifat kualitatif, bukan kuantitatif secara langsung atau tidak langsung. Saturasi air yang tidak tereduksi atau Swirr adalah istilah yang digunakan untuk menggambarkan saturasi air ketika semua air diserap ke dalam butiran batuan atau ditahan di kapiler oleh tekanan kapiler.
Untuk interpretasi awal atau pengintaian atau jika tidak ada pengetahuan tentang parameter lokal, nilai berikut dapat digunakan untuk mencapai perkiraan awal saturasi air: a = 1,0; m = n = 2,0. Awalnya Archie mendefinisikan batuan sebagai satuan batuan yang diendapkan pada lingkungan yang sama dan mengalami diagenesis serupa, sehingga menghasilkan hubungan permeabilitas-porositas yang unik, profil tekanan kapiler dan saturasi air pada ketinggian tertentu di atas air bebas dalam reservoir (Wibowo & Permadi, 2013). Dia mendefinisikan porositas kritis ϕc sebagai nilai porositas yang memisahkan perilaku kecepatan gelombang P pada media berpori rangka penahan beban dan suspensi penahan fluida.
Kemudian, penelitian ekstensif oleh Prakoso dkk. 2018) menyatakan bahwa setiap jenis batuan mempunyai porositas kritis ϕc untuk memperkirakan porositas dan permeabilitas pada batupasir kering. Simbol Bm dan μm adalah modulus curah dan modulus geser mineral padat, sedangkan Bc dan μc adalah modulus curah dan modulus geser pada porositas kritis. Prediksi porositas direkomendasikan berdasarkan persamaan umum kecepatan gelombang P (Vp) yang dirumuskan sebagai fungsi densitas (ρ), modulus bulk (B) dan modulus geser () (Akbar, 2019).
44 Substitusi Persamaan 2.27 dan 2.28 ke dalam Persamaan 2.30 dilakukan untuk membuat perkiraan porositas sebagai fungsi dari porositas kritis dan kecepatan gelombang P. Kemudian, susun ulang Persamaan 2.31 yang dibuat dengan mengelompokkan variabel-variabel yang sama. Prediksi permeabilitas juga dapat dibuat berdasarkan kecepatan gelombang P dan porositas kritis dengan menurunkan persamaan Kozeny (Persamaan 2). Nilai c dapat dihitung berdasarkan (Mortensen et al., 1998 dalam Akbar, 2019) melalui pendekatan model tabung penetrasi linier 3D sederhana sebagai berikut: 2.38) Dengan nilai porositas dan permeabilitas dari data baseline maka Nilai Sb dapat diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.37.
Kecepatan gelombang P bergantung pada struktur pori internal dan radius hidrolik yang besar yang diatur oleh ukuran butir yang besar memiliki Sb yang lebih rendah, sehingga kecepatan gelombang P meningkat secara eksponensial dengan menurunnya nilai Sb (Prakoso et al., 2018 dalam Akbar, 2019). ). Untuk beberapa jenis batuan, nilai (k/ϕ)0,5 yang lebih tinggi berarti radius hidrolik atau ukuran pori yang lebih besar, sehingga luas permukaan spesifiknya menjadi kecil. Selain itu, Sb dapat diperoleh dengan menggunakan pendekatan kecepatan gelombang P berupa persamaan eksponensial pada setiap jenis batuan.
