Net-Pay

Pengertian Net-Pay Tujuan dari perhitungan net-pay adalah untuk menghilangkan interval batu non-produktif dan, dari perhitungan di berbagai lubang bor, memberikan dasar yang kokoh untuk mendeskripsikan kualitas reservoir 3D, kuantitatif hidrokarbon in-place dan perhitungan aliran. Menghitung Net-Pay Perhitungan net-pay adalah input yang diperlukan untuk menghitung pori-pori hidrokarbon, FHCP, pada lubang sumur dan input ke Original Oil In Place reservoir (OOIP) atau perhitungan Gas In Place (OGIP). Total FHCP di sumur adalah penjumlahan titik-titik pada interval reservoir Persamaan. 1. Interval Top & Bottom reservoir diinterpretasi oleh ahli geologi atas dasar deskripsi core dan log characteristic.

....................(1) Dalam perhitungan FHCP, Net-Pay, HNI, pada setiap data memiliki nilai 1 (pay) atau 0 (non pay). "Net-to-gross ratio" atau "Net/Gross" (N / G) adalah jumlah total besar pay dibagi dengan total ketebalan interval reservoir (Untuk memudahkan, diasumsikan sumur vertikal). Pada N / G dari 1.0 berarti bahwa seluruh interval reservoir adalah footage pay. Dalam rumus ini, setiap kaki (atau setengah kaki) yang didefinisikan sebagai non pay yang tidak bernilai untuk subsequent reservoir-engineering OOIP (atau OGIP) dan perhitungan cadangan, meskipun mengandung sedikit hidrokarbon. Penentuan Net-Pay harus dilakukan dengan cara yang praktis yang wajar, tetapi harus diakui bahwa ketika setiap cut-off digunakan, hasilnya akan tidak teratur. Dasar Konseptual Untuk Perhitungan Net-Pay Beberapa dasar konseptual untuk perhitungan petrofisika net-pay yang dijelaskan. Pada satu kasus, seluruh interval reservoir dapat diinterpretasikan sebagai net-pay (yaitu, N / G sama dengan 1.0). Pendekatan rekayasa lain adalah menentukan beberapa batas bawah pada aliran, masing-masing kaki atau setengah kaki interval reservoir dianggap non pay. Pendekatan ketiga adalah dengan menggunakan satu atau lebih cut-off log yang telah digunakan dalam industri minyak bumi. Keuntungan dan kerugian dari berbagai pendekatan akan dibahas dalam bagian ini. Net-Pay Interval Penuh Satu pendekatan adalah menghitung OOIP atau OGIP dengan asumsi bahwa semua interval reservoir pay untuk menentukan volume total adanya hidrokarbon dalam interval reservoir. Ketika menggunakan pendekatan N/G=1, tim teknis perlu memastikan bahwa perhitungan porositas, permeabilitas, dan Sw secara kuantitatif masuk akal atas seluruh rentang nilai pada tiap nilai parameter tersebut. Perhitungan ini bisa disebut penentuan "total sumber daya hidrokarbon" dalam interval reservoir, dan menyediakan nilai untuk potensi hidrokarbon total reservoir. Beberapa hidrokarbon tersebut akan memiliki mobilitas rendah dan akan memberikan sedikit atau tidak ada peran pada Hydrocarbon Recovery. Tapi, dengan nilai ini, engineer

memiliki ukuran seberapa baik reservoir memproduksi secara keseluruhan dan sumber daya apa yang harus dipertimbangkan untuk project evaluasi perbaikan recovery.

Alasan lain untuk menetapkan N/G untuk 1,0 dengan peralatan reservoir modern, secara teknis layak untuk menginterpetasi interval reservoir sebagai. Misalnya, dengan peralatan reservoir modern, jutaan (atau lebih) sel simulasi model reservoir dapat dikonstruksi sangat detail dari variasi vertikal dan horizontal digabungkan dalam reservoir-rock. Dalam pendekatan ini, bagiankualitas dari reservoir berporositas rendah, permeabilitas yang rendah, dan nilai-nilai air-saturasi yang lebih tinggi. Kemudian, di perhitungan OOIP atau OGIP, porsi tersebut hanya berisi volume kecil dari hidrokarbon dan akan memberikan kontribusi yang sesuai, meskipun kecil, tekanan pemeliharaan dan hidrokarbon dipulihkan. Hal ini berbeda dengan mendefinisikan intervalreservoir kualitas buruk ini sebagai non pay dan mendefinisikan bahwa tidak berkontribusi apaapa untuk OOIP atau OGIP atau cadangan. Pendekatan Mobilitas atau Permeabilitas Cut-off Pada prinsip awal perhitungan hukum Darcy, reservoir engineer dapat menentukan net-pay menggunakan aliran fluida pada cut-off. Pilihan cut-off ini berhubungan langsung dengan mobilitas hidrokarbon (permeabilitas batuan dibagi viskositas hidrokarbon) dalam porsi yang berbeda-beda pada interval reservoir. Dengan pendekatan ini, permeabilitas net-pay cut-off digunakan pada kalkulasi log per titik akan cukup berbeda pada reservoir gas (viskositas gas sangat rendah sekitas 0,02 cp), untuk reservoir minyak encer (viskositas minyak1-10 cp) dan untuk reservoir minyak berat (viskositas minyak 10000 cp atau lebih). Setiap bagian interval reservoir memiliki permeabilitas pada kondisi reservoir dibawah cut-off yang diidentifikasi sebagai non-pay. Pada bagian berikutnya, kondisi reservoir gas dibahas berbeda dari reservoir minyak. Net-pay yang berubah-ubah pada cut-off menjadi jelas ketika terbukti adanya aliran dengan menggunakan salah satu nilai permeabilitas cut-off. Jika permeabilitas batuan 1% lebih besar dari nilai cut-off, dapat dikatakan sebagai net-pay. Namun, jika batuan lain memiliki permeabilitas 1% kurang dari nilai cut-off, dikatakan sebagai non pay. Kontribsi aliran fluida dari perbedaan kedua batuan ini hanya 2%, namun satu yang diperbolehkan untuk berkontribusi pada OOIP berikutnya atau OGIP dan cadangan perhitungan, sementara yang lain tidak. Jika permeabilitas Cut-off yang dipilih, diaplikasikan pada banyak data sumur (core dan log) umumnya membutuhkan tiga langkah. Langkah awal adalah menerapkan permeabilitas cut-off pada data permeabilitas analisis core rutin. Pada langkah ini, ada dua analisa yang perlu dibuat. Pertama, analisa plot permeabilitas/porositas dan mengidentifikasi poin-poin tak terdefinisi. Poin-poin tak terdefinisi perlu diperiksa satu persatu untuk agar valid. Contoh, porositas shale yang sangat rendah pada sampel mungkin telah kering dan terdapat perkembangan parting antara lapisan-lapisan shale. Hal ini dapat menyebabkan nilai permeabilitas yang sangat tinggi dan tidak sesuai dengan karakteristik batuan. Data-data yang buruk pada analisa core rutin harus dihapus dari database. Pertimbangan kedua, setiap melakukan analisis core rutin, sampel interval shale tidak pada frekuensi yang sama pada core plugs sebagai litologi lain. Kemungkinn

ini harus diingat dalam meninjau database analisa core rutin dan dalam membandingkan hasil perhitungan non pay/pay dan log. Reservoir Gas Pada reservoir gas yang diproduksi tekanan rendah dan berjalan menipis, setiap permeabilitas cut-off yang digunakan semestinya sangat rendah. Hal ini cukup terbukti dengan keberhasilan pengembangan reservoir-reservoir batupasir mengandung banyak gas memproduksi hampir 10 Bcf/day dari 85000 sumur di US, beberapa dengan permeabilitas rata-rata di kisaran microdarcy. Pada reservoir gas konvensional dengan kualitas batuan reservoir lebih bagus saling berhubungan dengan yang berkualitas buruk, gas pada batuan reservoir yang buruk akan mengalir ke reservoir berbatuan lebih bagus jika terdapat permeabilitas diantaranya. Contoh perhitungan aliran gas dari lapisan 1 microdarcy dengan perbedaan tekanan 2000 psi dengan tebal lebih dari 10 ft dengan luas 10 acre, dan jangka waktu 1 tahun menunjukkan bahwa lapisan ini dapa menghasilkan 1 Bcf per tahun. Karena reservoir gas dengan penipisan tekanan diproduksi selama puluhan tahun dan, ditemukan kedalaman yang signifikan, memiliki tekanan yang terabaikan kurang dari 10% dari tekanan awalnya. Terdapat dua perbedaan waktu dan perbedaan tekanan yang besar menyebabkan gas mengalir dari batuan permeabilitas dan porositas rendah menuju permeabilitas dan porositas tinggi dan ke production wellbore. Dalam banyak kasus, jarak yang ditempuh untuk mencapai lapisan berpermeabilitas lebih tinggi hanya beberapa feet secara vertikal. Reservoir Hidrokarbon Pada reservoir minyak setiap permeabilitas cut-off akan lebih besar secara signifikan daripada reservoir gas. Aspek kedua bahwa biasanya, hanya 10 sampai 20% dari OOIP akan diproduksi pada pressure-depletion drive (tanpa bantuan dari drainase gravitasi) dimana perbedaan tekanan akan mempengaruhi semua bagian dari reservoir. Namun, selama efisiensi waterflooding, overall oil/water displacement akan bergantung sebagian pada seberapa besar proses displacement terjadi pada kualitas sifat batuan minyak yang kebih buruk. Oleh karena itu, pilihan permeabilitas reservoir dari cut-off perlu memperhitungkan efeknya pada oil/water relative permeability. Interwell injector/producer connectivity (atau floodability) bukanlah topik yang dibahas pada bagian ini. Connectivity akan mempengaruhi recovery namun dianggap masalah yang berbeda-beda dari perhitungan net-pay tiap sumur. Setiap permeabilitas cut-off tidak dapat diterapkan secara langsung pada tiap-tiap foot log untuk kalkulasi net-pay karena tidak ada log yang secara kuantitatif mengukur permeabilitas. Permeabilitas cut-off biasanya dikonversi menjadi porositas cut-off dan selanjutnya diterapkan pada data log melalui: -Log Porosity -Bulk Density -GR -Vshale Cut-off

Pertimbangan Geologi pada Penentuan Net-pay Pertimbangan utama Geologi dalam menentukan pay dan non pay pada reservoir adalah lingkungan pengendapan dan sejarah struktural hidrokarbon. Ligkungan pengendapan memberikan gambaran apakah reservoir keseluruhan sand rich (high N/G) atau shale rich (low N/G) dan hubungan alami antara high quality rock dengan poor quality rock. Jika reservoir cukup interbedded dengan high quality rock pada skala beberapa inci hingga beberapa feet, poor quality rock, jika mengandung hidrokarbon kemungkinan akan berkontribusi dalam produksi. Namun, jika layering dalam skala yg lebih besar high quality rock dipisahkan dengan poor quality rock, maka poor quality rock jeuh lebih memungkinkan memberikan kontribusi signifikan untuk produksi. Mengenai hidrokarbon dan pertimbangan sejarah struktural dalam perhitungan net-pay, beberapa ladang memiliki relik minyak dibawah oil water contact (OWC) (e.g., Prudhoe Bay, Alaska North Slope, U.S.A.; San Andres carbonate reservoirs, west Texas, US) atau relik gas dibawah gas water contact (GWC) (e.g., North Morecambe field, Irish Sea, UK). Kolom relik minyak ini umumnya akan dianggap sebagai interval non pay karena mobilitas tinggi-saturasi air dan kurangnya mobilitas minyak. Hal ini berlaku untuk produksi primer maupun waterflooding, namun untuk CO2 EOR, relik minyak The West Texas San Andreas telah mempertimbangkan pengembangan. Situasi yang signifikan adalah saturasi relik gas dibawah GWC. Gas ini tidak memiliki mobilitas secara langsung, tetapi ketika aquifer tidak kuat, gas akan menyebar/memperluas dan bisa berkontribusi pada produksi karena penurunan tekanan produksi. Oleh karena itu, relik gas tidak dapat dikesampingkan dalam perhitungan net-pay. George and Stiles menerbitkan sebuah contoh yang sangat baik dari komplikasi perhitungan netpay mengenai heterogenitas karbonat Clearfork oil reservoir di barat Texas. Pendekatan mereka adalah mengembangkan hubungan empiris antara "actual pay" dan "apparent pay" sebagai fungsi dari porositas untuk menentukan kembali net-pay untuk meningkatkan perhitungan OOIP dan untuk mendapatkan distribusi yang wajar dari net-pay. Mereka mendefinisikan dua cut-off net-pay. "Actual Pay" didefinisikan sebagai ketebalan bersih sampel core dengan permeabilitas ditas 0,1 md dan "Apparent Pay" didefinisikan sebagai ketebalan bersih sampel core dengan porositas lebih besar dari cut-off tertentu. Gambar. 1 menunjukkan hubungan actual pay sebagai fungsi porositas. Atas dasar analisis ini, pada tingkat porositas 8% BV, 75% dari sampel batuan dikatakan pay, sementara pada tingkat porositas 1% BV, 50% dari sampel batuan dikatakan pay. Dengan metodologi ini, sumur dengan tingkat porositas yang rendah tidak akan semua non pay, tetapi terdapat total pay yang terbatas. Tujuan dari metode ini adalah untuk mencapai distribusi yang lebih baik dari luasan porositas dan “total OOIP juga distribusi PV di seluruh lapisan menjadi realistik.

Gambar. 1 – Apparent and actual pay for Robertson Upper Clearfork unit, West Texas, US

Akhirnya, tim teknis perlu menentukan implikasi dari setiap net-pay cut-off. Hal ini paling baik dilakukan dengan memplot persentase kumulatif pore feet hidrokarbon (FHCP) sebagai fungsi dari porositas dan sebagai fungsi permeabilitas (lihat Gambar. 2 dan 3 untuk contoh masingmasing dua jenis plot). Dengan cara ini, dimungkinkan untuk menentukan berapa persen dari hidrokarbon di dalam reservoir yang akan diabaikan oleh cut-off net-pay tertentu. Sedangkan metode sensitivitas net-pay ini adalah pendekatan yang logis, evaluasi porositas dan saturasi air lebih pasti dalam batuan rendah porositas. perhitungan log mungkin menunjukkan saturasi hidrokarbon di batu di mana tidak ada hidrokarbon benar-benar ada.

Gambar. 2 – Plot Ilustrasi dari kumulatif FHCP vs porositas untuk dua jenis reservoir (satu berkualitas baik, yang lain berkualitas rendah). Total FHCP reservoir "baik" adalah tiga kali total FHCP dari reservoir "miskin".

Gambar 3 - Plot Ilustrasi dari kumulatif FHCP vs permeabilitas untuk dua jenis reservoir (satu berkualitas baik, yang lain berkualitas rendah). Total FHCP reservoir "baik" adalah tiga kali total FHCP dari reservoir "miskin".

Penerapan Net-Pay Cut-offs pada Well Logs Empat langkah utama dalam penerapan cut-off net-pay untuk particular Reservoir adalah untuk menciptakan standar, mengkalibrasi satu atau lebih log dengan standar yang dipilih, pastikan bahwa langkah kalibrasi menghasilkan hasil yang konsisten dengan standar, dan menerapkan dikalibrasi model untuk semua sumur. Membangun standar Seperti telah dibahas sebelumnya, pilihan standar untuk perhitungan net-pay harus masuk akal tetapi, untuk beberapa tingkat, berbeda-beda. Pilihan harus menjadi konsep tunggal, seperti cutoff permeabilitas, cut-off porositas, atau interpetasi ahli geologi dari deskripsi core. Penggunaan multiple cut-off menyebabkan hasil yang sangat konservatif yang menghilangkan batuan yang mungkin berkontribusi untuk produksi, terutama untuk reservoir gas. Meremehkan hal ini terjadi karena masing-masing dari cut-off memiliki batas tertentu, menentukan perbedaan datapoint sebagai non pay. Bahkan setelah memasukkan depth matching log, menyisakan ketidakcocokan kedalaman yang selalu terjadi, sehingga dalam penghitungan ganda dari non pay di batas lapisan. Kalibrasi log untuk memilih standar Setelah permeabilitas cut-off udara 0,1 md telah dipilih, perlu diubah menjadi metodologi yang dapat diterapkan untuk perhitungan tiap-tiap log. Biasanya, hal ini dilakukan dengan mengubah nilai permeabilitas-cut-off menjadi nilai porositas cut-off oleh crossplot permeabilitas-vsporositas semilog dari analisis core rutin dikonversi ke kondisi reservoir. Juga, plot yang dibuat dari data core permeabilitas vs berbagai parameter log yang tersedia untuk menentukan apakah ada korelasi yang kuat yang dapat digunakan. Atau, teknik regresi multivariat dapat digunakan untuk mengkalibrasi beberapa log untuk permeabilitas. Jika cut-off porositas dikembangkan dari cut-off permeabilitas, maka perlu didefinisikan sebagai cut-off terkait log, seperti porositas atau kepadatan log cut-off log yang diturunkan, atau Vsh atau GR-log cut-off. Ada beberapa variasi

pada bagaimana langkah kalibrasi ini dapat dilakukan. Alternatif tidak dibahas di sini karena setiap reservoir memiliki karakteristik yang unik. Mengkonfirmasi langkah kalibrasi Setelah langkah kalibrasi selesai, perhitungan log yang dihasilkan dari pay/non pay perlu diperiksa terhadap standar core di cored well. Hal ini diperlukan untuk menentukan bahwa perhitungan log dan cut-off tidak melebih-lebihkan atau mengecilkan kalibrasi standar net-pay reservoir. Tujuannya adalah untuk mengembangkan nilai "estimasi terbaik" dalam perhitungan reservoir-engineering, bukan "estimasi rendah" atau "estimasi tinggi." Menerapkan model dikalibrasi Setelah langkah pertama telah berhasil diselesaikan, hasil net-pay model log dapat diterapkan pada data log valid semua sumur di interval waduk untuk mengembangkan penentuan titik-demititik pay /non pay. Untuk hasil yang optimal, mungkin perlu untuk memiliki model yang berbeda di tiap area yang berbeda dari reservoir. Hasil untuk setiap zona pada reservoir harus dapat dikontrol. Maps harus diperiksa mencari "bulls-eyes" yang bisa mewakili efek nyata geologi, artefak dalam database, atau perhitungan yang buruk. Dalam langkah berikutnya menghitung porositas, Sw, dan permeabilitas, perhitungan tersebut akan dibuat hanya untuk interval pay. Interval non pay akan dikeluarkan dari core dan SCAL database dan log database. Dalam kasus di mana pencocokan kedalaman core dan log sangat kesulitan, akan lebih baik mempertahankan data core dan log yang didefinisikan non pay dalam database. Hal ini akan memungkinkan sampel yang tepat untuk dipilih untuk berbagai analisis, seperti evaluasi sifat petrofisika SCAL Nomenclature FHCP =

hydrocarbon pore feet, L, ft [m]

Sw

water saturation, %PV

=

References 1. 2.

Cobb, W.M. and Marek, F.J. 1998. Net-pay Determination for Primary and Waterflood Depletion Mechanisms. Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisianna, 27–30 September. SPE-48952-MS. http://dx.doi.org/10.2118/48952-MS. Pirson, S.J. ed. 1958. Oil Reservoir Engineering, 443–445. New York City: McGraw-Hill Book Co. Inc.

3.

MacKay, Virginia ed. 1994. Determination of Oil and Gas Reserves, 45-46. Petroleum Soc. of the Canadian Inst. of Mining, Metallurgy, and Petroleum: Calgary, Canada.

4.

George, C.J. and Stiles, L.H. 1978. Improved Techniques for Evaluating Carbonate Waterfloods in West Texas. J Pet Technol 30 (11): 1547–1554. SPE-6739-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6739-PA

5.

Erickson, J.W. and Sneider, R.M. 1997. Structural and Hydrocarbon Histories of The Ivishak (Sadlerochit) Reservoir, Prudhoe Bay Field. SPE Res Eng 12 (1): 18-22. SPE-28574PA. http://dx.doi.org/10.2118/28574-PA

6.

Lucia, F.J. 2000. San Andres and Grayburg Imbibition Reservoirs. Presented at the SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, 21-23 March 2000. SPE-59691MS. http://dx.doi.org/10.2118/59691-MS

7.

Thai, B.N., Hsu, C.F., Bergersen, B.M. et al. 2000. Denver Unit Infill Drilling and Pattern Reconfiguration Program. Presented at the SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, 21-23 March 2000. SPE-59548-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59548-MS

8.

Cowan, G. and Boycott-Brown, T. 2003. The North Morecambe Gas Field. In United Kingdom Oil and Gas Fields, Commemorative Millennium Volume. London: Geological Soc.

9.

http://petrowiki.org/Net_pay_determination

10.