January 24, 2010

Introduction of Well Testing

Berbagai macam metoda evaluasi formasi telah cukup maju dalam beberapa tahun belakangan, tapi terlepas dari metoda evaluasi, potensi komersial dari suatu formasi tidak dapat ditentukan secara akurat hingga diperbolehkan untuk diproduksi. Drill Stem Test (DST) atau Wireline Formation Test merupakan well completion sementara yang bertujuan untuk sampling formation fluids, dan menetapkan kemungkinan untuk produksi komersial.

Sebelum berkembangnya metoda untuk tes produktivitas suatu formasi, sangat perlu untuk set casing dan hanya membolehkan minyak, air atau gas untuk mengaliri borehole, seetelah mengeluarkan drilling fluid.

Selain dari yang berpotensi sangat berbahaya, teknik ini juga sangat membuang waktu dan mahal (mengatur casing), terutama jika tesnya negatif. Dalam banyak kasus, karena pemboran yang lebih dalam sangat tertutup karena lebih kecilnya ukuran lubang. Proses membuka isolated sections dari borehole hingga tekanan atmosfir membuat itu mungkin untuk melakukan tes formasi tanpa terjadi bencana yang tidak perlu.

Hasil tes diperoleh pada open hole atau melalui perforated sections dari casing, untuk menentukan produktivitas formasi dan mengambil sampel dari fluida formasi untuk analisa laboratorium.

Drill Stem Test (DST) pertama kali dikenalkan oleh Halliburton. Dirancang untuk sementara membebaskan tekanan hidrostatik dari fluida pemboran suatu formasi dengan menggunakan alat down hole. Ini dapat dilakukan dengan mengatur cone packer pada "punggung" lubang ID kecil yang telah dibor hingga potential oil bearing formation. Gear dioperasikan valve yang menyediakan opening dan closing operasi dari tes ini.

Alat pressure recording selanjutnya dihubungkan untuk memverifikasi operasi yang tepat dari alat. Bagaimanapun juga, dengan pengakuan nilai potensial dari interpretasi kurva tekanan DST, perkembangan dan penggunaan pressure recorders secara cepat mengikuti.

DST memerlukan waktu testing yang lama. Teknik ini baik untuk menetukan deliverability sumur dan menentukan permeabilitas formasi, karena aliran dari formasi cenderung horisontal sehingga radial flow dapat mudah dikenali dari data tes.

Saat ini, the DST dibuat dengan menurunkan valve, packer dan panjang perforated tail pipe pada akhir drillpipe hingga level suatu formasi. Packer dipasang menempel pada dinding borehole sehingga menghalangi interval tes dari mud column diatasnya. Valve selanjutnya dibuka agar efektif mengurangi tekanan berlawanan pada borehole hingga tekanan atmosfir yang mengakibatkan fluida formasi mengalir hingga lubang permukaan dan diproduksi melalui drillpipe.

Selain DST, wireline formation testers (FIT, RFT) sering digunakan karena aman, cepat, dan merupakan metoda well testing yang ekonomis. Kesemuanya dilakukan pada akhir logging suite dan terutama berguna untuk testing zones zona produktif yang diindikasikan oleh analisa log sebelum menimbulkan keluarnya suatu completion.

Wireline tester terdiri dari sampling chamber atau chambers yang berhubungan dengan membukanya pad yang menempel pada dinding borehole, untuk menjadi suatu penghalang. Tube atau sharped charge ditekan hingga kedalam formasi sehingga fluida formasi masuk ke alat. Pressure transducer mengukur baik shut-in dan flowing pressures.

Dengan menggunakan dua sampel chambers, fluida dari zona yang berbeda dapat diproduksi dan diambil dan tes tekanan secara keseluruhan dapat dilakukan, dimana DST hanya dapat mengambil sampel di satu zona pada suatu waktu. Tujuan keseluruhan dari alat ini adalah menyediakan sampel fluida formasi dan untuk evaluasi selanjutnya.
1. Identifikasi Fluida
• Menentukan oil gravity
• Analisa Gas
Gas/oil ratio
Water cut
2. Penentuan Tekanan
Flowing pressure
Formation shut-in pressure
Hydrostatic pressure
3. Menentukan Permeabilitas
• Estimasi kasar dari pengujian kurva tekanan
Pressure build-up theory
4. Estimasi produksi minyak/gas perhari

Tiga Jenis Pengukuran DST (Courtesy Halliburton Services)

January 10, 2010

Direct Hydrocarbon Indicators (DHI)

Direct Hydrocarbon Indicators/DHI membantu untuk menyimpulkan adanya akumulasi hidrokarbon pada data seismik. DHI memberikan tambahan untuk mengevaluasi potensi hydrocarbon drillable prospect. DHI disebabkan oleh kandungan porefill, kontak fluida dan/atau perubahan tinggi kolom Hidrokarbon. DHI terdiri dari :

Flat spots, yang merupakan sub-horizontal events yang menunjukkan kontak fluida dalam reservoir. Ini dapat berupa kontak baik gas/minyak, gas/air, dan minyak/air. Kontak minyak/air (Oil Water Contact/OWC) dalam banyak kasus tidak terlihat karena kurangnya kontras acoustic impedance atau terbatasnya ketinggian oil column.

Dual flat spots pada clastic reservoir sequence, offshore Nigeria. Kontak Gas–minyak dan minyak–air keduanya reflektif dan muncul sebagai event seismik yang berbeda. Kontak minyak-air lebih dari 2 kilometer (modified after Brown 1999, Courtesy Mobil Production Nigeria Inc).

Velocity pull-down/pull-up effects, efek ini bisa menjadi sangat "halus". Hal ini biasanya diakibatkan oleh peningkatan lokal kolom gas yang tebal Gas yang mempunyai kecepatan yang lebih lambat menghasilkan efek pull-down. Kecepatan pull-down terjadi ketika suatu lapisan dangkal atau fitur dengan kecepatan seismik yang rendah (e.g., shale diapir atau gas chimney) dikelilingi oleh batuan dengan kecepatan seismik yang lebih tinggi membentuk apa yang tampak sebagai structural low di bawahnya. Setelah fitur ini diubah dari time ke depth, apparent structural low ini berkurang ukurannya. Sedangkan kecepatan pull-up merupakan kebalikannya, yaitu ketika suatu lapisan dangkal atau fitur dengan kecepatan seismik yang tinggi (e.g., kubah garam atau reef carbonate) dikelilingi oleh batuan dengan kecepatan seismik yang lebih rendah membentuk apa yang tampak sebagai structural high di bawahnya. Terkadang flat spot adalah sesuatu yang miring pada TWT section dikarenakan efek kecepatan (Brown, 1988), dan juga mungkin bahwa masing-masing faultblock memiliki gas-water contact (Brown, 1999).

Velocity Pull down (Courtesy Schlumberger Glossary)

Dim spot, penurunan amplitudo pada refleksi Top reservoir mengindikasikan perubahan dalam porefill. Berasosiasi dengan batupasir atau batugamping yang porositasnya kecil dan lebih terkompaksi, maka kehadiran gas akan menurunkan koefisien refleksi sehingga mengurangi besarnya amplitudo.

(Well developed 'dim spot' at the Top gas-charged Kujung-1 Buildup in KE-32 Well, suggesting increasing porosity or HC presence, compared with high amplitude wet carbonate in KE-1 Well, modified from Carter,2005)

Bright spots, peningkatan amplitudo pada refleksi Top reservoir menunjukkan kehadiran porefluid yang berbeda. Berasosiasi dengan batupasir berpori yang terisi gas dimana porositas besar dan gas tersebut akan mengakibatkan koefisien refleksi negatif yang sangat kuat.

Top Reservoir (warna biru) menunjukkan brightening (penguatan respon amplitudo) diatas zona dimana HC berada. DHI memanjang hingga area kontur tertutup dan structural spill point terlihat pada sebelah kiri (Courtesy TFE)

Dalam mengevaluasi bright dan dim spots, interpreter harus sadar bahwa refleksi amplitudo juga disebabkan tuning effects, oleh perubahan ketebalan lateral pada reservoir section atau perubahan pada overburden properties. Ini sangat dipengaruhi oleh perbedaan matrix properties, ukuran butir, dan komposisi batuan. Efek AVO, terdapat pada CDP Gathers, muncul dalam hasil stack dan digunakan dalam time migration. Pada kasus kelas 2 sand, terdapat pembalikan polaritas pada NMO-corrected gather dan dapat menyebabkan amplitudo berlawanan untuk Top Gas dan water filled sand (dimming). Pada Kelas 3 AVO sand, hasil stacking menunjukkan brightening pada Top reservoir yang mengandung HC.

Phase changes, batas antara shale dan gas sand mempunyai RC negatif dimana batas antara shale dan brine sand mempunyai RC positif. Oleh karena itu ada 180 derajat perubahan fasa dalam wavelet pada Top sand sebagai perubahan dari brine ke gas.

Ini terkadang dapat dilihat pada data seismik dan dua line seismik mempunyai potensial GWC's berdasarkan identifikasi perubahan fasa. Pada gambar dibawah terlihat Miocene section yang terdiri dari floodplain silts dan clays dengan lignit, limy zones dan channel sands. Lignites dan lime streak memberikan peningkatan pada anomali amplitudo yang menyerupai gas tapi dapat dikenali dari gas dengan perbedaan polaritas pada refleksi. RC positif digambarkan dengan peak. Peningkatan amplitudo dan pulse broadening pada gas sand adalah hasil dari kecepatan gas sand 1500 m/sec, kecepatan water sand 2100 m/sec, dan kecepatan shale cap juga 2100 m/sec.
Miocene section yang terdiri dari floodplain silts dan clays dengan lignit, limy zones dan channel sands

BSR dengan polarity reversal pada anticlinal ridge (Courtesy Wu Cheng-Chi, "Distribution of BSR in the Offshore Taiwan Collision Zone")

Chimney effects, Daerah data buruk diatas struktur yang mengandung gas juga dapat dijadikan karakter kehadiran efek ini. Hal ini terjadi karena adanya pelemahan energi seismik akibat adanya gas yang 'bocor' dan menembus batuan penutup diatas reservoir, refleksi menjadi buram pada zona vertikal hidrokarbon yang terkandung structure. Bocornya gas kedalam batuan penutup terjadi akibat mekanisme (bocor lewat bidang sesar, kekar, atau overpressure yang melebihi kekuatan batuan penutup). Penentuan kecepatan seismik yang buruk mungkin merupakan hasil dari saturasi gas yang rendah.
Chimney Effects, Tommeleiten Field

January 4, 2010

Seismic Waveform Classification

Bentuk dan karakter seismic waveform dapat menentukan facies dan reservoir parameters dengan lebih detail daripada time dan amplitude mapping. Waveform classification dapat juga dikombinasikan dengan analisa multi-attribute dengan mengevaluasi secara bersamaan tren pengukuran seismik seperti instantaneous attributes, semblance, acoustic impedance dan AVO.
Gambar dibawah menunjukkan Amplitude Map yang dihasilkan dari interpretasi survey seismik 3D. Terdapat 3 buah well : interior reef well (Well #1) menghasilkan gas dari reef yang mengalami dolomitisasi, limestone reef margin well (Well #2), yang juga merupakan gas well tapi tidak seporous Well #1 dan basin well (Well #3). Meskipun terdapat indikasi suatu tepi reef, tidak ada perbedaan mencolok antara reef dan basin amplitude dan tepi utara dari reef sulit untuk dilihat.
Post Stack Amplitude Map

Terdapat dua tipe metoda klasifikasi : Unconstrained (Unguided atau Unsupervised) dan Constrained (Guided atau Supervised). Klasifikasi unconstrained memberikan interpreter pemahaman dengan menunjukkan bagaimana waveform berubah dalam suatu survey. Terlepas dari menentukan analisa interval, unconstrained classification tidak menggunakan informasi untuk menentukan bagaimana tras seismik diklasifikasikan, dan hasilnya sepenuhnya berdasarkan data.
Unconstrained Classification Histogram

Histogram diatas menunjukkan bahwa survey didominasi dengan tras yang termasuk pada satu dari dua kategori. Tras yang tersisa, termasuk didalam area disekitar reef yang mengalami dolomitisasi, adalah pada 'lain' kategori. Dari well control, kita dapat membuat penilaian bahwa hijau adalah reef dan biru adalah basin. Namun, pembagian diantara mereka tidaklah tepat karena Well #2, porous margin, berada di area biru. Terdapat juga daerah yang terlihat sebagai potential reef buildup yaitu di sudut tenggara dari survey 3D.
Unconstrained waveform classification menggunakan tiga kategori, yaitu reef, basin dan facies “lainnya”, menghasilkan peta pada gambar dibawah. Kita hanya meminta neural network untuk membagi waveform dalam tiga kelompok, tanpa guidance dari data bawah permukaan mengenai dimana karakter ini harus terjadi. Hasil unconstrained classification menunjukkan perbedaan yang cukup besar antara on-reef dan off-reef dan bentuk umumnya konsisten dengan basin dan reef environment.
Unconstrained classification, 3 categories

Proses yang dikenal dengan “Hierarchical Classification” dapat meningkatkan resolusi dan selanjutnya mengidentifikasi geologic changes. Setelah dipisahkan tras-tras didalam survey 3D kedalam 3 kategori on-reef, off-reef dan lainnya, lebih detail dapat dilakukan dengan membagi setiap klasifikasi umum kedalam bagian-bagian yang lebih kecil, dan selanjutnya kita dapat bilang “Ini reef, ini basin, detail apalagi yang dapat dilihat dalam reef".
Gambar dibawah menunjukkan hierarchical classification (masih unconstrained). Catat bagaimana reef margin lebih jelas terlihat dan dapat ditempatkan pada posisi yang benar pada Well #2. Area disekitar Well #1 lebih dapat ditentukan pada area dimana terjadi kemungkinan dolomite development, dengan karakter waveform mirip dengan karakter basinal. Well #2 sekarang berada pada tepi reef dan Well #3 terletak pada basin. Selain itu, daerah disudut tenggara dari survey sekarang terlihat basinal dan tepi utara dari reef tampak lebih baik.
Hierarchical Classification

Constrained classification menggunakan informasi yang diketahui pada lokasi spesifik well untuk mengelompokkan data seismik. Daripada berkata, "Ambil semua tras didalam survey 3D dan pisahkan mereka kedalam 3 (atau 8, atau 12) kategori, kita berkata "Saya tahu bahwa geologi adalah pada wellbore, lihat dan cari untuk matching terhadap respon seismik." Untuk mencapai ini, seismic waveforms yang diekstrak dari lokasi sumur disekitar (tras model) dibandingkan dengan tras seismik (tras target) menggunakan algoritma neural network. Tras dikorelasikan untuk mendapatkan kecocokan yang baik.
Gambar dibawah menunjukkan hasil constrained classification menggunakan waveforms extracted disekitar lokasi 3 well. Dapat dilihat bahwa hasilnya berbeda dengan unconstrained classifications sebagaimana kita memberitahukan sistem, wavelet apa yang digunakan. Namun, posisi dari tepi reef dan bentuk pada umumnya masuk akal dan ini tidak terjadi kecuali ada konsistensi pada karakter waveform. Keuntungan constrained classification adalah mungkin untuk menyampaikan arti geologi cluster analysis. Sedangkan dalam unconstrained classification hasilnya berdasarkan bagaimana tras individual pada survey 3D dikelompokkan oleh respective similarity (atau perbedaannya), pada constrained classification, hasilnya berdasarkan pada bagaimana tras target dibandingkan dengan tras model.
Constrained Classification

Waveform Correlation Map dapat dihasilkan dengan menunjukkan dimana tras target mempunyai korelasi terbesar terhadap waveform yang diketahui. Memproyeksikan hasil klasifikasi kedalam 2D section memberikan interpreter bagaimana data seismik telah dikategorikan (Gambar dibawah).
Seismic Section (Constrained Classification Result)

(Courtesy of "Seismic Waveform Classification: Techniques and Benefits", Eric Andersen and John Boyd, PetroSearch, Calgary, Canada)

January 3, 2010

Shallow Gas

Shallow gas telah menjadi hal yang menarik untuk berbagai alasan, untuk eksplorasi & produksi hidrokarbon, shallow gas selalu menjadi penting. Pertama, gas dapat menjadi suatu bencana dan resiko saat drilling a borehole, atau saat positioning an offshore platform pada dasar laut. Kedua, kehadiran shallow gas dapat memberikan indikasi untuk cadangan hidrokarbon pada bagian yang lebih dalam, dan karena itulah menjadi sebuah exploration tool. Akhirnya, sebagian dari akumulasi shallow gas dapat memberikan indikasi suatu commercial gas-fields.

Sub-surface expressions on standard seismic data
Shallow enhanced reflections
Gambar dibawah menunjukkan peningkatan tajam dalam amplitudo seismik di zona yang paling dangkal, gambaran mencolok lainnya adalah pelemahan/dimming di bawah reflektor. Low-amplitude shadow zones adalah mungkin hasil dari energi akustik yang sangat kecil menjalar melewati zona dangkal reflektivitas tinggi hingga level yang lebih dalam. Meskipun refleksi didalam shadow zone sangat lemah, pola refleksi tidak chaotic, mengindikasikan akibat dari dimming yang mungkin tidak didalam zona itu sendiri. Pengamatan menunjukkan bahwa fault dapat diinterpretasikan memotong hingga seabed, berarti gas bermigrasi sepanjang fault tersebut dari bagian yang lebih dalam, dan dengan demikian bahwa gas tersebut pada awalnya merupakan thermogenic. Saat melihat lebih dekat bahwa ada kemungkinan bahwa hanya refleksi kuat paling dangkal menggambarkan gas-charged layer yang sebenarnya, dan bahwa yang dibawahnya merupakan multipel. Pada kasus apapun, gambaran ini masih menjadi indikator shallow gas.

Bright spots
Salah satu DHI data seismik adalah bright spot. Ini merupakan anomali amplitudo tinggi yang diakibatkan oleh penurunan kuat dari acoustic impedance pada Top Reservoir charged with hydrocarbons. Efek bright-spot berkurang dengan bertambahnya kedalaman, dan akan lebih kuat dengan gas dibandingkan minyak. Jika reservoir cukup tebal, maka selalu disertai dengan amplitudo tinggi dengan fasa terbalik, diakibatkan oleh kontras impedance pada gas-water interface (flat-spot). Pada kasus dimana unit reservoir tipis, dua refleksi tidak dapat dibedakan. Gambar dibawah menunjukkan bright-spot diatas flat-spot. Ekspresi ini merupakan indikasi untuk perangkap struktur yang efektif dari shallow gas didalam high porous stratigraphic intervals.

Buried gas-filled ice-scours
Time-slices dari survey seismik 3D dapat mengungkapkan gunung es yang terkubur. Gambar dibawah menunjukkan timeslice pada 528 msec. Juga pada kasus ini dapat diperkirakan umur sekitar batas Pliocene-Pleistocene 1.8 Mya. Gambaran ini diketahui sebagai drilling hazards. Blow-out terbesar dilaporkan terjadi pada grid yang padat terkait dengan gasfilled sands yang berhubungan dengan ice-scours.

Seismic anomalies indicating leakage
Kita menggunakan istilah seismic anomalies indicating leakage untuk menggambarkan ekspresi bawah permukaan yang mungkin berhubungan dengan leakage atau seepage. Ini merupakan istilah deskriptif dan obyektif, yang termasuk istilah interpretatif gas-chimney. Juga termasuk fenomena seperti indikasi langsung leakage sepanjang fault trajectories, dan akumulasi gas lokal diindikasikan dengan amplitudo tinggi sepanjang flanks of glacial valleys.

Gas chimneys
Gambar dibawah menunjukkan fenomena gas chimney. Ini dapat dilihat baik dengan vertical sections dan time-slices, dan berhubungan fault yang menerus dari kubah garam hingga dasar laut/seabed. Juga terkait adalah bright-spots dalam interval Pliocene atas, menunjukkan adanya gas, langsung di bawah chimney.
Fenomena gas chimney ditunjukkan dengan peningkatan amplitudo seismik didalam chimney, dan dengan melihat kontinuitas reflektor yang terjaga, dan terakhir adanya sedimentary bedding didalam chimney. Satu hipotesis adalah bahwa tipe amplitudo tinggi/kontinuitas reflektor seismik chimney yang terjaga berhubungan dewngan mekanisme migrasi gas yang lambat dan tidak cukup untuk mengganggu original sedimentary bedding terlalu banyak (Schroot, 2002).

Fault related amplitude anomalies
Lagi-lagi rembesan/seepage dari gas atau fluida dapat diinterpretasi diatas kubah garam. Beberapa extensional faults berhubungan dengan struktur garam yang menyediakan jalur migrasi hingga seabed. Interpretasi adalah dimanapun fault intersects favourable stratigraphic levels (i.e. sandy layers dengan reservoir properties yang baik yang dilapisi oleh some sealing shaly beds) migrasi gas disimpan sementara, menimbulkan bright-spots yang kecil. Anomali seismik ini mengindikasikan leakage adalah sangat jelas berhubungan dengan sistem fault.

Shallow disturbed zones
Gambar dibawah merupakan contoh terakhir dari ‘seismic anomalies indicating leakage’ adalah kehadiran noise pada level dangkal. Seperti shallow enhanced reflectors, gambaran ini juga menunjukkan kehadiran shallow gas antara seabed dan kedalaman hingga 500 m. Fenomena ini berbeda dengan ‘shallow enhanced reflectors’ karena kurangnya seismic coherency. Fenomena ini agak mirip dengan low-coherency seismic chimneys, tetapi perbedaannya adalah bahwa kita melihat terganggunya zona dangkal, terutama di beberapa ratus meter keatas. Interpretasi terhadap fenomena ini merupakan noisy zones sebagai hasil dari kesalahan seismic processing daerah lokal dengan kecepatan seismik rendah. Sekali lagi, kecepatan rendah dapat berhubungan dengan saturasi gas.
(Courtesy "Expressions of shallow gas in the Netherlands North Sea", B.M. Schroot & R.T.E Schüttenhelm)