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.




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).




Gambar 3.2 Interpretasi struktur sedimentasi

Gambar 3.3 Interpretasi arah permeabilitas fracture (rekahan)




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




kecil, dalam perhitungan dip biasanya akan ditemukan beberapa kesalahan sehingga perlu

dilakukan secara manual.

Gambar 3.5 Perbandingan tampilan OBMI dan OBDT log




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




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.




Gambar 3.8 Tampilan pilot hole untuk sumur horizontal pada

poorly- bedded-reef-buildup




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.




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.




Gambar 3.10 Plot cross-sectional dari keyhole

Gambar 3.11 Tampilan UBI untuk keyhole




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




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).




Gambar 3.14 Tampilan UBI untuk sumur yang mengalami shear sliding




Gambar 3.15 Plot cross sectional untuk sumur yang mengalami shear sliding

Gambar 3.16 Variasi mekanisme slippage sepanjang permukaan rekahan




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.




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).




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




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.




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




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)




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




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




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

Documents

PF18 - Borehole Image