Bab 8. Sifat Mekanik Dan Tekanan In Situ Dari Data Lapangan.docx

BAB 8 SIFAT MEKANIK DAN TEKANAN IN SITU DARI DATA LAPANGAN

Pengetahuan tentang sifat mekanik dan tekanan in situ dari formasi permukaan penting untuk hubungannya dengan masalah kestabilan galian sumur, patahnya eksploitasi, masalah surut dan evaluasi produksi tanah. Di dalam bab ini kita akan membahas metode untuk memperkirakan sifat mekanik dan tekanan in situ dari tes dan data lapangan. Metode yang digunakan bisa dikelompokkan menjadi tiga kategori: Pengukuran ketika membor, metode pencatan data dan tes sumur. Kita akan memulai dengan mengingat kembali parameter mekanik dan tekanan in situ dari sebuah formasi: Parameter Elastik. Untuk sebuah medium yang isotrop, ada dua modul elastik yang independen. Namun, kedua parameter ini memiliki bagian yang asli dan imajiner, dan keduanya bervariasi dengan frekuensi dan dengan tingkat tekanan, yang meskipun di dalam kasus isotrop, penggunaan kedua parameter tersebut sudah jelas merupakan penyederhanaan. Parameter Kekuatan. Kita telah melihat bahwa kekuatan material adalah bergantung kepada tingkat tekanan, dan kegagalan kriteria tersebut menjelaskan data biasanya memiliki 2-3 parameter yang dapat diubah. Tekanan in situ. Tekanan in situ ada dari tiga tekanan utama dan tiga parameter memberi orientasi dari tekanan utama. Tingkat tekanan menetapkan apakah sebuah batu tertekan secara kritis atau tidak. Tambahan lain, tekanan in situ mempengaruhi kedua parameter elastik dan kekuatan parameter yang ada.

8.1. Perkiraan parameter elastis Metode yang paling penting untuk memperkirakan parameter elastik adalah pencatatan akustik, dan di dalam catatan data di kabel. Pencatatan data akustik sembari membor juga tersedia, namun lebih jarang digunakan. Pencatatan data menghitung kecepatan gelombang yang bersama dengan informasi dan rumus yang diperlukan di Bab 5 menyediakan dinamika parameter elastik (Pers. (5.20) – (5.24)). Kita mengulangi di sini dengan persamaan dinamik Modulus Young (Edyn) dan dinamika rasio Poisson (vdyn):

Setelah modulus dinamik telah diketahui, masalahnya sekarang adalah menghubungkan mereka dengan parameter statis, yang biasanya diperlukan di kebanyakan aplikasi. Masalah ini adalah masalah sulit yang tidak sepenuhnya terselesaikan. Perbedaan dengan Modulus Young statis dan Modulus Young dinamis mungkin bisa signifikan, dalam level tekanan rendah tertentu. Dinamik modulus bisa beberapa kali lebih besar dari modulus statis, sebagai contoh batupasir yang lemah. Transisi statis – dinamis menjadi lebih rumit dengan fakta bahwa tidak ada perubahan secara konstan, namun berubah-ubah sesuai dengan beban (Fjaer, 1999). Dengan kontribusi utama pada perbedaannya adalah amplitudo regangan, yang rendah di dalam perhitungan dinamis dan besar di perhitungan statis. Dalam batu berpori, pori cairan dan patahan keduanya bisa memberi kontribusi yang lebih besar di dalam perbedaan in. Metode transisi statis – dinamis secara empiris validasinya terbatas, dan di situ terdapat pula kekurangan metode berbasis teori. Satu langkah menuju pendekatan dasar telah disediakan di Fjaer (1999). Pendekatan ini dikembangkan terutama untuk batupasir lemah, memanfaatkan tes laboratorium yang didesain khusus dengan jumlah yang besar (Kebanyakan pusat Laut Utara) dengan perhitungan statis dan dinamis. Deskripsi berkelanjutan di dalam kuantitatif model ini diberikan di Bagian 5.6. Sisa dari bagian ini akan dikhususkan untuk beberapa tipe pengukuran akustik, terutama perhitungan dari bawah lubang, namun juga berasal dari perhitungan dari pengeboran. Prinsip dari penjalaran gelombang akustik di sekitar lubang bor dideskripsikan di Bagian 5.8. Informasi tidak langsung mungkin bisa berguna untuk evaluasi parameter mekanik yang bisa didapatkan dari alat pencatatan lain, semisal gamma, masa jenis, dan catatan neutron. Alatalat ini bisa digunakan untuk mendapatkan informasi litologis.

8.1.1. Catatan kabel akustik Keluaran utama dari alat pencatatan akustik adalah kecepatan dan gelombang dari beberapa gelombang yang berbeda, seperti tekanan-, pergeseran- dan gelombang Stoneley. Perlu diingat bahwa alat pencatatan akustik bisa digunakan untuk menghasilkan informasi tentang angka karakteristik lain dari formasi, seperti identifikasi litologis, perkiraan porositas, pendeteksian gas, pendeteksian patahan natural, evaluasi kuantitatif dari variasi permeabilitas dan terbentuknya seismogram sintetik untuk perbandingan dengan seismik permukaan.

Alat Gelombang Sonik yang Lengkap Sebuah sketsa utama dari sebuah alat gelombang sonik lengkap ditunjukkan di Gambar. 8.1. Di sini terdapat beberapa transmiter segala – arah dipisahkan dari kumpulan penerima sinyal. Transmiter membuat tekanan pulsa dari cairan lubang bor. Tekanan pulsa ini membuat sebuah gelombang tekanan dan pergeseran di formasi yang ada, tambahan dari gelombang lubang bor seperti gelombang Stoneley. Alat-alat ini secara ideal akan memberi kecepatan kompresi dan pergeseran dari formasi tambahan kepada gelombang Stoneley. Namun, di dalam formasi yang lambat (gabungan yang buruk) kecepatan gelombang pergeseran yang lebih lambat dari cairan yang pengeboran yang sudah ada. Yang mengakibatkan, kecepatan pergeseran tidak bisa dihitung secara langsung. Dari sudut pandang sifat mekanik, hal yang paling menarik dari kecepatan pergeseran di formasi lambat, karena gelombang yang lambat mengindikasikan lambatnya kecepatan dan menyebabkan potensi masalah dalam kestabilan. Pengukuran secara langsung dari kecepatan kompresi dan pergeseran terdapat di formasi lambat yang mungkin menggunakan alat dipol atau multipol. Frekuensi tengah tipikal dari transmiter digunakan di gelombang sonik penuh adalah 15 kHz. Namun, untuk mengesankan mode Stoneley, penggunaan spektrum harus termasuk dalam frekuensi di bawah 5 kHz. Ini dapat digunakan dengan menambah kecepatan data dari sumber dan juga memvariasikan frekuensi ter eksitasi dari sumber, tergantung dari gelombang mana yang diperlukan.

Alat Sonik Multipol Konsep dasar dari alat ini adalah transduser sumber dipol. Sebuah dipol transduser bisa dalam prinsip digambarkan sebagai dua monopol yang terpisah tidak terlalu jauh dengan fase berlawanan. Efek seperti piston ini menimbulkan penambahan tekanan di dalam satu sisi dari lubang bor dan mengurangi tekanan di sisi lain dari lubang bor. Gaya ini orientasi normalnya menuju dinding lubang bor gerakan lentur dari sebuah lubang bor (lihat Gambar. 5.20). Sebuah sumber dipol juga beroperasi dengan frekuensi rendah, biasanya dengan frekuensi tengahnya merupakan 1 – 1.5 kHz. Dalam frekuensi rendah, mode lentur sangat sedikit terpengaruh dari lubang bor dan bergerak dengan kecepatan yang sama dengan

gelombang geser. Alat dipol bisa memberikan sebuah perhitungan langsung dari kecepatan pergeseran bahkan di dalam formasi yang lambat. Di frekuensi yang lebih tinggi, kecepatan penjalaran menjadi lebih rendah. Kemampuan dipol biasanya diintegrasikan dengan alat monopol. Dengan transmiter dipol dekat dengan sumber monopol, lihat di gambar 8.1. Dengan menggabungkan kedua transduser dipol terorientasi tegak lurus satu sama lain dan kedua penerima sinyal dengan stasiun penerima sinyal masing-masing, pengukuran garis-dalam dan garis-berpotongan dapat dilakukan. Perhitungan garis berpotongan dipol bisa memfasilitasi evaluasi dari tipe dari anisotropik. Telah diketahui dengan jelas bahwa pengamatan dengan kecepatan akustik lebih cepat di batuan dasar dari pada tegak lurus dengan dasar batuan. Ini telah diamati secara umum bahwa ketika membandingkan kecepatan gelombang P dihitung dari lubang vertikal dengan perhitungan di lubang yang sangat terdeviasi atau horizontal dalam formasi yang sama. Pemindai Sonic Schlumberger adalah kombinasi dari 3 monopol dan 2 sumber dipol yang terorientasi secara ortogonal, dan lebih dari ratusan penerima sinyal. Dengan sumber dipol mungkin menyapu pita frekuensi dari 300 Hz hingga 8 kHz. Alat yang membantu alam karakteristik secara mendetail dari kecepatan gelombang sekitar dari lubang bor, dan di situ sensitif terhadap aksis dan azimut dan juga variasi radial.

8.1.2. Pencatatan Akustik Sembari Membor Di beberapa tahun belakangan ini, alat untuk pencatatan akustik sembari pengeboran menjadi tersedia. Konfigurasi dari alat mirip dengan yang ditunjukkan di gambar 8.1, dengan transmiter terpisah beberapa kaki (biasanya 4-7 kaki) dari kumpulan penerima sinyal. Gelombang lengkap biasanya terekam di memori bawah lubang untuk evaluasi lebih lanjut, namun waktu transit bisa tertransmisikan ke atas lubang atau penggunaan dengan langsung: Evaluasi litologi, Penentuan porositas, estimasi tekanan porositas dan hubungannya dengan ujung bor di peta seismik. Akses secara langsung bisa menjadi perkiraan yang bagus untuk sifat mekanik dari batu yang sudah jelas berguna serta untuk kestabilan lubang bor ketika mengebor. Dengan mencatat sembari dan setelah pengeboran juga bisa memonitor perubahan dari respons batu ketika periode terbukanya tanah. Ini bisa memberi peringatan dini karena melemahnya integritas batu dengan waktu yang pada akhirnya bisa menyebabkan masalah kestabilan

lubang bor. Perubahan konsisten antara kecepatan akustik yang terekam ketika pengeboran dan dari pencatatan kabel yang telah diamati di dalam batu lempung (Boonen et al., 1998). Namun, sebuah studi selang-waktu-yang-dipercepat yang mengamati hal ini untuk evaluasi kestabilan lubang bor masih belum dipublikasikan.

8.1.3. Perhitungan akustik dari pemotongan dengan bor Perhitungan akustik dari pemotongan menggunakan bor mewakili sebuah sumber informasi yang berharga yang bisa digunakan untuk teknik pencatatan. Teknik alternatif juga tersedia, yaitu teknik pulsa sonik (Santerelli et al., 1998) dan teknik gelombang kontinu (Nes et al., 1998). Untuk deskripsi lebih lanjut, lihat juga bagian 7.3.12. Pemotongan dengan bor mewakili sumber informasi yang sangat besar yang tersedia tanpa adanya biaya tambahan. Jika digunakan dalam pengeboran, informasi akan tersedia hampir di waktu yang sama. Namun, ada pula batasan dari teknik-teknik ini, yang biasanya berhubungan dengan kualitas dan relevansi dari pemotongan. Bagaimana sebuah tekanan memberi efek, efek dari ujung bor dan efek dari pengeboran cairan dan lain-lain. Perubahan respons dibanding dengan formasi yang masih murni? Ketidakpastian lain juga berhubungan dengan efek skala panjang (biasanya dalam ukuran mm untuk pemotongan namun biasanya 30 cm untuk pencatatan akustik) dan akurasi dari penentuan sumber pemotongan. Sebuah bias dalam pemilihan sampel juga bisa disertakan, memberi perhitungan dari sampel yang kompeten dalam jangka kelajuan-tinggi. Perbedaan di dalam kondisi tes (atmosfer untuk perhitungan pemotongan dibandingkan dengan kondisi lubang bawah tanah untuk alat pencatatan) juga mungkin berefek pada pemakaian. Meskipun dengan seluruh kemungkinan ketidakpastian ini, persetujuan yang logis di antara nilai tercatat dan nilai yang diambil dari perhitungan pemotongan juga telah dipublikasikan (Santarelli et al., 1998; Nes et al., 1998), terutama mengingat kedalaman dari tren. Perhitungan pemotongan juga merepresentasikan sebuah alternatif yang menjanjikan namun tidak sepenuhnya dieksplorasi dan/atau suplemen untuk perhitungan yang lain.

8.2. Perkiraan kekuatan parameter Tidak ada metode yang langsung bisa digunakan untuk penentuan kekuatan parameter in situ. Karena itu kebanyakan dari upaya yang digunakan untuk memprediksi parameter

berbasis kepada korelasi empiris, terutama hubungan antara kelajuan akustik dan kekuatan parameter. Di dalam bagian ini, akan didiskusikan keduanya dan hubungan lain yang menjadi perkiraan kekuatan parameter.

8.2.1. Pencatatan data (kabel dan MWD) Pencatatan data bisa menarik untuk prediksi sifat mekanik dari batuan karena pencatatan adalah salah satu dari banyaknya pengukuran bawah lubang yang tersedia. Seperti yang telah dipresentasikan, ada beberapa hubungan antara kelajuan akustik dan sifat elastik dinamis. Namun, kekuatan data batuan tidak bisa diambil langsung dari catatan. Pendekatan tradisional menjadi lebih atau kurang empiris, menggunakan catatan berasal dari kelajuan akustik (terutama di dalam kelajuan pergeseran) dan porositas berasal dari catatan. Sebuah kekurangan yang jelas dengan pendekatan tersebut adalah keperluan untuk kalibrasi yang sering dan memeriksa kevaliditasan korelasi empiris ketika memasuki lapangan atau area baru. Model yang digunakan untuk mendiskusikan bagian 8.1 (Fjaer, 1999) bisa juga digunakan untuk memprediksi kekuatan (Raaen et al., 1996). Model ini juga menggunakan data catatan (Kelajuan akustik dan masa jenis), dan telah dikembangkan terutama untuk prediksi terhadap lemahnya kekuatan batupasir. Fakta bahwa model ini lebih dari basis teoritis menyebabkannya lebih kuat, dan hal tersebut bisa digunakan di sumur baru tanpa kalibrasi yang berlebihan. Hal ini kemudian merepresentasikan sebuah langkah menuju jalan yang benar. Namun, ada hal yang tidak valid yang tersedia yang bisa memprediksi kekuatan dari beberapa litologis langsung dari catatan, tanpa perlu adanya kalibrasi. Metode yang digunakan untuk memprediksi kekuatan batu disediakan dari perusahaan jasa yang terikat dengan batasan yang telah didiskusikan di atas, namun menjadi kurang atau lebih empiris dan memerlukan kalibrasi kurang atau lebih.

8.2.2. Perhitungan Pemotongan Bor Beberapa tipe perhitungan dalam pemotongan menggunakan bor telah didiskusikan sebelumnya, Perhitungan akustik (Bagian 7.3.12 dan bagian 8.1.3) dan perhitungan lekukan (Bagian 7.5.3). Untuk mendapatkan besar kekuatan, hubungan telah dijelaskan (Santarelli et al., 1998; Rignstad et al., 1998). Diberikan sebelumnya didiskusikan ketidakpastian

menggunakan pemotongan yang menggunakan bor ( bagian 8.1.3), metode-metode ini harus ada sekarang meskipun agak kasar. Namun, beberapa hal tersebut menyediakan paling tidak evaluasi perbandingan, atau klasifikasi tipe “kuat” melawan “lemah”.

8.2.3. Korelasi Empiris Kurangnya kekuatan bawah lubang langsung dalam perhitungan atau teori yang biasanya bisa diaplikasikan yang lain yang berhubungan dengan kekuatan batu untuk mengukur kuantitas yang dapat diukur telah memberikan motivasi kepada usaha untuk menghasilkan korelasi empiris untuk prediksi kekuatan batuan. Kebanyakan dari hal tersebut biasanya berbasis kepada catatan-perhitungan atau sifat asal-catatan. Beberapa contohnya ada di karya Edlman et al. (1998), Farquhar et al. (1994), Mason (1987), Onyia (1988). Korelasi empiris telah menghasilkan banyak sekali hasil yang tidak bergantung untuk kebutuhan atau aplikasi. Masalah produksi berhubungan dengan batupasir lemah namun masalah kestabilan untuk pengeboran berurusan dengan batu lempung lemah. Ada beberapa komentar umum yang harus dijadikan mengingat korelasi empiris: 

Korelasi biasanya berdasar kepada satu tipe spesifik dari batuan atau litologi. Sebuah korelasi yang berasal dari batupasir mungkin tidak valid di batu lempung, atau korelasi yang berasal dari empiris biasanya tidak bisa diaplikasikan secara universal.



Kekuatan batuan bisa saja sangat langka untuk beberapa litologis. Seperti batu lempung, karena batu lempung biasanya tidak memili inti dan telah dites. Korelasi spesifik batu lempung biasanya langka (untuk pengecualian, lihat Lashkaripour dan Dusseault, 1993 dan Hursrud, 2001).



Kurangnya inti dari material yang digunakan untuk pemotongan material yang mungkin tidak relevan untuk lubang bawah batu sedimen (perbedaan di sejarah sedimen, sejarah tekanan, tekanan lingkungan, diagenesis dan lain-lain.).



Laboratorium prosedur tes atau prosedur data interpretasi mungkin bervariasi, menghasilkan hasil yang mungkin tidak kompatibel.



Bahkan jika korelasi berbasis terhadap pusat batuan di satu area, hal tersebut mungkin tidak dapat diaplikasikan di area geografis yang lain. Hal tersebut selalu direkomendasikan untuk mengecek kevaliditasan korelasi ketika memasukkan area baru dan mengalibrasi mereka jika diperlukan.



Korelasi yang telah dipublikasikan biasanya ter-biaskan terhadap batu yang lebih kompeten, hal tersebut mengurangi keakurasian mereka yang berhubungan dengan batu lemah yang biasanya menjadi perhatian utama di semua tipe evaluasi stabilitas. Untuk beberapa alasan ini, Tidak ada korelasi spesifik yang akan disediakan di sini. Beberapa komentar harus juga mengingat ketika melihat atau menggunakan korelasi empiris untuk prediksi kekuatan. Di dalam penggunaan umum, akan diketahui bahwa kekuatan batu bertambah ketika batu dimampatkan dan disemenkan, seperti di kedalaman, umur, dan keefektifan tekanan meningkat. Hal ini dicerminkan di tren normal atau porositas yang berkurang dan bertambahnya kelajuan akustik. Diskusi berkelanjutan dari sifat mekanik dari batuan sedimen (batupasir, kapur dan batu lempung) telah diberikan di Bagian 3.4, termasuk beberapa contoh yang berhubungan secara empiris.

8.2.4. Data Pengeboran Secara intuitif, respons dari ujung bor harus direfleksikan dengan sifat mekanik dari batuan, di bawah kondisi bawah lubang yang sebenarnya. Respons ujung bor pun, juga bergantung kepada beberapa parameter. Secara tradisional, motivasi dari interaksi model ujung bor dan batuan telah mengembangkan pemilihan ujung bor dan prosedur operasi ujung bor. Proses dari pemotongan generasi dan pemotongan penghilangan biasanya sedikit rumit, dan beberapa model ROP (rate of penetration/laju penetrasi) juga secara empiris atau semiempiris. Meskipun model ROP telah tersedia untuk beberapa model bor, kebanyakan dari usaha memodelkan telah dijuruskan menuju ujung bor kerucut yang berputar. Sebuah versi representatif dari model ROP adalah (Warren, 1987):

Di mana R adalah laju dari penetrasi, W adalah berat dari ujung bor, N adalah kecepatan putar bor, S adalah kekuatan batuan, D adalah diameter bor, Fm adalah gaya tabrakan jet yang telah diubah, ρ adalah masa jenis batuan, μ adalah viskositas batuan dan a, b, c adalah konstan tanpa dimensi. Beberapa efek tambahan yang berhubungan dengan ujung bor akan rusak dan cip bertahan atau mungkin bisa juga terhitung. (contoh Hareland dan Hoberock, 1993).

Jadi satu bisa diselesaikan Pers. (8.3) untuk kekuatan batu di mana laju dari penetrasi dan beberapa parameter lain dan fungsi lain telah diketahui (Hareland et al., 1996). Penentuan semua parameter masukan dan model konstan mungkin tidak biasa, dan kalibrasi yang melawan hasil dari tes di bawah kondisi terkontrol atau melawan kalibrasi ujung bor sebelumnya berjalan dalam area yang mungkin diperlukan. Beberapa tidak tentunya yang sangat berpengaruh di prediksi kuantitatif seharusnya dapat diduga. Hal tersebut sudah jelas bahwa model tersebut tidak mudah untuk digunakan dalam pengukuran yang diprediksi. Telah jelas bahwa proses pengeboran adalah respons terhadap sifat dari batuan dan keadaan tekanan yang ada. Informasi tentang sifat mekanik batuan harusnya dapat didapatkan dari data pengeboran, namun usaha berkelanjutan untuk memahami dan memodelkan proses pengeboran pun diperlukan. Menggabungkan semua perhitungan ketika mengebor, data pengeboran dan data pencatatan, kedaunya mungkin memberikan sebuah alat secara langsung untuk mengikuti proses pengeboran. Ini akan menjadi dapat diaplikasikan di stabilitas pengeboran dan efisiensi pengeboran, dan pada akhirnya kedua dari aspek mungkin bisa digabungkan menjadi model pengeboran terintegrasi sepenuhnya dan teroptimasi.

8.3. Perkiraan dari Tekanan In Situ Bagian ini akan menjelaskan metode yang telah tersedia untuk memperkirakan tekanan in situ dari data lapangan. Metode berbasis dari pengukuran utama didiskusikan di Bab 7 dan tidak akan diulangi di sini. Bagian ini akan lebih berfokus kepada data dari catatan sumur dan tes sumur. Untuk deskripsi yang lebih mendetail tentang seluruh metode pengukuran tekanan yang ada, lihat Amadei dan Stephansson (1997) dan Haimson dan Cornet (2003). Ingat bahwa tidak semua dari seluruh metode ini cukup untuk aplikasi petroleum. Penjelasan yang dijelaskan di sini berdasarkan kepada asumsi umum tentang medan tekanan vertikal-horizontal, atau, satu tekanan utama adalah vertikal dan dua yang lainnya adalah horizontal. Hal ini adalah valid secara tektonis area yang tidak aktif atau area yang telah merenggang dari aktivitas tektonik sebelumnya. Di area aktif, asumsi ini mungkin tidak valid, dan medan tekanan bisa secara signifikan terdistorsi. Lihat juga di Bab 3.

8.3.1. Catatan Masa Jenis (Tekanan Berlebihan) Alat masa jenis adalah alat sinar gamma aktif yang menggunakan perpecahan Compton dari sinar gamma untuk mengukur densitas elektron dari formasi yang ada. Dengan beberapa koreksi litologi, densitas elektron kemudian dikonversi menjadi densitas masa dengan akurasi yang masuk akal. Densitas berguna untuk menentukan sifat mekanik di dua hal: pertama, densitas digunakan untuk mengonversi dari kelajuan akustik menjadi modulus dinamik elastik (lihat bagian 8.1). Kedua, densitas yang terintegrasi dengan kedalaman vertikal dari sumur biasanya dipertimbangkan untuk memberi estimasi yang bagus dari tekanan vertikal, paling tidak di area yang memiliki aktivitas tektonis yang rendah. Di area tersebut, tekanan vertikal juga dipertimbangkan menjadi tekanan utama. Ketika catatan densitas telah tersedia, masalah untuk menentukan medan in situ penuh kemudian dikurangi untuk menentukan besar dan orientasi dari tekanan horizontal. Namun, catatan tekanan densitas biasanya jarang tersedia di beberapa meter pertama dalam sumur. Kemudian akan diperlukan perkiraan dari masa jenis untuk mendapatkan tekanan vertikal. Di area yang tidak terkena aktivitas tektonik, akan umum untuk mengasumsikan densitas dalam jangka 1.8 – 2.0 g/cm3. Tengah Norwegia di lepas pantai, jumlah besar masa jenis di atas 2 g/cm3 telah dicatat di kedalaman yang dangkal. Satu penjelasan yang masuk akal dari hal ini adalah masa jenis yang tidak biasa tinggi ini adalah karena area tersebut juga terkena beban es. Jadi sejarah geologis perlu dihitung juga ketika membuat sebuah perkiraan di interval yang tidak memiliki catatan. Data geoteknik dari survei mungkin di beberapa kasus bisa tersedia dan memberikan informasi tambahan.

8.3.2. Catatan Lubang Bor (Tekanan Horizontal) Penentuan tekanan horizontal adalah berasal dari kemungkinan kegagalan di dalam dinding lubang bor di mana bisa terdeteksi oleh catatan alat lubang bor. Agar dapat terdeteksi, kegagalan harus terjadi di dalam periode setelah pengeboran dan sebelum pencatatan. Di lubang bor vertikal yang menembus lapisan dari beberapa tekanan horizontal yang signifikan, dua mode kegagalan dapat dideteksi: kegagalan kompresi dan tarikan. Arah dari kedua mode kegagalan ini situasi yang diidealisasikan yang secara unik diberikan oleh

arah dari kedua tekanan utama horizontal, yang didapat diilustrasikan Gambar 8.2. Kegagalan kompresi atau kegagalan pergeseran akan terjadi di arah yang paralel dengan tekanan horizontal paling kecil (σh) jika tekanan sumur cukup rendah untuk menghasilkan kegagalan pergeseran. Hal ini secara umum mengarah kepada kerusakan, di dalam konteks ini dan akan menghasilkan sebuah perubahan menjadi oval dari lubang bor. Kegagalan tarikan akan terjadi di arah yang paralel dengan tekanan horizontal paling besar (σH) jika tekanan sumur cukup besar untuk menyebabkan patahan. Lihat juga Bab 4 untuk diskusi lebih lanjut dari tekanan dari lubang bor.

Gambar 8.2. Ilustrasi dari arah untuk kegagalan kompresi dan tarikan di sekitar lubang bor.

Karena kegagalan tarikan terjadi di tekanan tinggi dan kegagalan kompresi terjadi di tekanan rendah, Kegagalan ini tidak terukur di kedalaman yang sama. Beberapa pengecualian adalah perbedaan variasi di perbedaan tekanan Ingat bahwa di situasi dengan variasi yang besar di ECD (Perputaran Densitas sama/Equivalent Circulating Density) dari pengeboran bisa menjadi mungkin untuk mengamati kedua kegagalan yang ada di kedalaman yang sama. Ketika kegagalan telah terjadi di tembok lubang bor, akan mudah mengasumsikan untuk mencoba menghitung-kembali juga besar tekanan, terutama besar dari tekanan horizontal dengan menggunakan teori elastis dan kriteria kegagalan yang diperlukan. Namun, beberapa asumsi juga diperlukan untuk analisis tersebut, menerjemahkan hasil menjadi tak tentu. Perkiraan yang seperti itu bisa dengan baik dipertimbangkan batas atas dan bawah dari besar tekanan (lihat juga Bagian 8.3.4). Jumlah informasi yang besar bisa didapatkan dengan alat yang baru, seperti Pemindai Sonic (Lihat bagian 8.1.1) mungkin

selanjutnya akan mengurangi beberapa tidak tentunya, dan memberikan beberapa perkiraan tekanan in situ yang lebih baik. Catatan Kaliper Catatan Kaliper (empat-tangan) biasanya berhubungan dengan perkiraan tekanan arah horizontal dari orientasi perpecahan. Alat ini menghasilkan dua diameter dari perpotongan lubang bor. Agar dapat mengidentifikasikan tekanan yang dihasilkan dari lubang bor, Beberapa set kriteria identifikasi telah diimplementasikan. Kita mengutip kriterianya yang dipublikasikan oleh Plumb dan Hickman (1985): 1. Alatnya berputar di atas dan di bawah sebuah perpecahan lubang bor. 2. Kecepatan perputaran berhenti di sebuah tempat perpecahan. 3. Pemanjangan lubang bor bisa dilihat dengan jelas di catatan. Satu pasangan bantalan harus menunjukkan kenaikan dan penurunan yang relatif tajam dari diameter lubang bor. 4. Semakin kecil pembacaan kaliper dekat dengan ujung bor, atau jika kaliper lebih kecil pembacaannya lebih besar dari ukuran bor yang harus menghasilkan variasi lebih kecil dari kaliper yang lebih besar. 5. Arah dari pemanjangan harus tidak secara konsisten bertemu dengan area tinggi dari lubang bor ketika lubang telah terdeviasi dari arah vertikal. Item terakhir dalam daftar ini mencerminkan masalah membedakan antara jeda dan keyseats.1 Ini adalah masalah utama, karena tidak mungkin membedakan antara jerawat dan kunci kursi ketika menggunakan data caliper empat lengan. Umumnya, elongasi dianggap sebagai kunci kunci jika arahnya dalam ± 10 ° –15 ° dari lubang azimuth. Namun, ini bias mengkategorikan sebagian besar perpanjangan sebagai kuncinya, bahkan pada penyimpangan kurang dari 6 °(Fejerskov dan Bratli, 1998). Ini menyiratkan bahwa sebagian besar titik data salah ditolak, atau sebagian besar pekerjaan sebelumnya pada analisis breakout harus ditolak. Masalah ini dengan log caliper agak berkurang sebagai alat enam lengan menjadi standar industri. Namun, hasil terbaik diperoleh dengan alat yang dapat menyediakan gambar lebih lengkap dari lubang bor. Log gambar Log gambar mencakup pencatatan log boros listrik (resistivitas) dan akustik. Itu gambar listrik log beroperasi dengan sejumlah besar elektroda dalam kontak dengan

formasi, biasanya didistribusikan ke beberapa bantalan pada lengan independen (empat atau enam). Ini dangkal penyelidikan listrik cocok untuk penyelidikan struktur halus seperti bidang tempat tidur, fraktur alami dan juga menyebabkan fraktur diinduksi. Alat pencitraan akustik (sering disebut sebagai televiewer lubang bor, BHTV) didasarkan pada refleksi dari gelombang akustik dari dinding lubang bor, merekam waktu perjalanan dan amplitude dari pulsa yang dipantulkan. Pulsa dihasilkan oleh kristal piezolistrik berputar cepat, sehingga menciptakan jalur penebangan berbentuk helix dengan jarak pendek antara setiap revolusi. Ini alat ini paling cocok untuk mendeteksi pelarian lubang bor, karena fraktur yang diinduksi pengeboran tidak membuat perubahan signifikan dalam radius lubang bor atau reflektifitas. Karena alat-alat ini menyediakan gambar penuh dari dinding lubang bor, adalah mungkin untuk membedakan antara terobosan yang dipicu stres dan gantungan kunci. Contoh gambar lubang bor listrik log ditunjukkan pada Gambar. 8.3. Contoh penggunaan log gambar untuk penentuan horizontal arah tekanan dan besaran diberikan oleh Brudy (1998). Jika fraktur diinduksi pengeboran ditemukan pada kemiringan sehubungan dengan sumbu borehole, ini menyiratkan bahwa tidak ada tekanan utama yang sejajar dengan sumbu lubang bor. Ini bias menjadi situasi di lubang bor yang cenderung, atau di lubang bor vertikal di mana tekanan vertikal bukan stres utama, seperti misalnya dekat dengan kesalahan (Brudy et al., 1997). 8.3.3. Uji fraktur (besaran tegangan horizontal) Satu-satunya metode yang sepenuhnya dapat diandalkan untuk menentukan tegangan horizontal terkecil (σh) adalah untuk fraktur formasi dan catat tekanan di mana fraktur menutup. Ini membutuhkan bahwa fraktur telah menembus cukup jauh ke dalam formasi untuk hanya merasakan resistensi tekanan horisontal in situ. Dalam sumur vertikal, ini dicapai 2-3 kali diameter lubang sumur dari lubang bor. Dalam lubang sumur yang menyimpang, fraktur mungkin harus berjalan lebih jauh dari lubang bor,

Gambar 8.3. Gambar resistivitas bagian dinding lubang bor 10 m yang direkam dengan 4 lengan di sumur Laut Utara. Gelap daerah mewakili resistivitas rendah. Jejak gelap yang terputus-putus pada lengan 1dan 3 menunjukkan fraktur yang diinduksi pengeboran. Perhatikan bahwa fraktur yang diinduksi pengeboranini terpisah 180 ° pada dinding lubang bor dan tidak saling berhubungan lubang bor seperti jejak rekahan alam atau bidang tempat tidur. karena memutar dari fraktur dan tekanan utama dekat lubang bor yang menyimpang. Prinsip dasar dari fase inisiasi fraktur yang berbeda, pertumbuhan dan penutupan akan dibahas dalam Bab 11. Penentuan tegangan horizontal terbesar (σH) bukan hal sepele, dan tidak ada yang langsung metode tersedia untuk ini. Dalam situasi elastis linear yang ideal, horizontal terbesar stres dapat ditentukan dari tes fraktur berulang. Namun, dalam praktiknya, itu tekanan inisiasi fraktur dapat sangat bervariasi, sehingga pendekatan semacam ini sangat tidak pasti (lihat juga Bagian 11.2). Biasanya, tekanan inisiasi fraktur lebih rendah dari yang diperkirakan dari teori elastis linear. Investigasi Persamaan. (11.11) menunjukkan

bahwa jika ini kasusnya, tekanan horizontal terbesar terlalu tinggi. Ini mungkin alasan mengapa studi lapangan memanfaatkan pendekatan semacam itu secara konsisten memprediksi rezim stres strike-slip (σH> σv> σh). Bagian ini akan fokus pada metode rekah yang digunakan untuk penentuan yang terkecil tekanan horisontal. Tes kebocoran dan uji kebocoran yang diperpanjang Tes kebocoran (BAK) dilakukan selama fase pengeboran sumur, dalam formasi tepat di bawah setiap sepatu casing. Tujuan dari tes ini adalah untuk menentukan maksimal tekanan sumur bagian lubang bor baru dapat mempertahankan tanpa retak dan kehilangan pengeboran cairan. Oleh karena itu, tes kebocoran tradisional tidak dirancang untuk menentukan horizontal terkecil stres, tetapi untuk mendapatkan nilai desain untuk kerapatan lumpur di bagian lubang bor berikutnya yang akan dibor. Setelah tali casing disemen, sepatu casing dibor keluar dan beberapa meter formasi baru ditembus. Uji kebocoran kemudian dilakukan dengan menekan ini bagian lubang terbuka. Prinsip uji kebocoran ditunjukkan pada siklus pertama pada Gambar 8.4. Tekanan di dalam lubang meningkat dengan memompa pada tingkat volume konstan, biasanya 50 250 l / mnt. Ini menghasilkan garis lurus tekanan terhadap volume (waktu), dengan kemiringan garis yang diberikan oleh kompresibilitas sistem (terutama cairan pengeboran). Inti nya di mana respons tekanan mulai menyimpang dari garis lurus ini didefinisikan sebagai kebocoran titik. Ini sebenarnya titik di mana fraktur mulai memulai. Biasanya, kebocoran Tes dihentikan segera setelah ini, bahkan jika tekanan terus meningkat di atas tekanan bocor. Kemiringan dan bentuk tekanan terhadap garis volume dapat dipengaruhi oleh angka aspek operasional (kinerja peralatan, saluran semen, laju pompa, dll.). Untuk sebuah diskusi tentang bagaimana faktor-faktor ini dapat mempengaruhi interpretasi LOT, lihat misalnya Postler (1997). Sebagaimana dibahas dalam Bab 11, titik kebocoran atau titik inisiasi fraktur ini, bagaimanapun, tidak selalu terkait langsung dengan tegangan horizontal terkecil, dan karena itu tidak ada perkiraan σh. Penting juga untuk dicatat bahwa jika tes dihentikan segera setelah titik kebocoran, fraktur yang dihasilkan sangat pendek, dan bahkan jika fase shut-in dicatat (lihat Gambar 8.4), ini Tekanan shut-in dapat secara signifikan melebih-

lebihkan tegangan horizontal terkecil. Contoh diberikan oleh Raaen dan Brudy (2001) dan Raaen dkk. (2006) menunjukkan bahwa menggunakan kebocoran

Gambar 8.4. Contoh uji kebocoran konvensional (siklus pertama) diikuti oleh tiga siklus uji bocor-lepas yang diperpanjang pada 9 5/8 sepatu casing pada kedalaman 2550 m. Siklus pertama ditutup setelah 14 menit memompa pada 75 l / menit (1050 l dipompa).

Siklus berikut ditutup setelah 4.8 menit pemompaan pada 250 l / menit (1200 l dipompa). Vertikal garis menunjukkan titik shut-in, setelah itu kurva adalah fungsi waktu, seperti yang ditunjukkan oleh total shut-in periode setiap kurva. tekanan sebagai perkiraan tegangan horizontal terkecil dapat menyebabkan kesalahan yang signifikan. Di yang terbaik, tegangan horizontal terkecil akan menjadi batas bawah bagi populasi besar tekanan bocor (Addis et al., 1998). Untuk membuat tes bocor juga berlaku untuk penentuan tekanan, modifikasi harus dilakukandibuat. Ini mengarah pada apa yang disebut uji kebocoran yang diperluas (XLOT, ELOT) (mis. Kunze dan Steiger, 1992). Perbedaan utama dari uji kebocoran standar adalah pemompaan berlanjut jauh melampaui titik kebocoran dan juga di luar tekanan kerusakan. Mendapatkan perkiraan tegangan yang dapat diandalkan, pemompaan harus berlanjut sampai pertumbuhan fraktur yang stabil diperoleh (lihat siklus pompa ketiga dan keempat pada Gambar 8.4). Setelah shut-in, fase shut-in / decline seharusnya direkam. Seperti yang diilustrasikan oleh Gambar. 8.4, dianjurkan untuk memompa beberapa siklus untuk mendapatkan hasil tes berulang. Karena tes sepatu casing ini biasanya dilakukan dalam formasi permeabilitas rendah seperti shale, dan dengan lumpur pengeboran di lubang, sangat sedikit kebocoran dari fraktur diharapkan. Ini berarti bahwa penutupan fraktur mungkin lambat dalam tes shut-in / decline, menghasilkan sebuah hampir tekanan datar terhadap respon waktu.

Tekanan tercatat sebagai tekanan penutupan Dengan demikian masih merupakan perkiraan batas atas dari tegangan horizontal terkecil. Perkiraan yang lebih baik bias kemudian diperoleh dengan memasukkan fase flowback dalam ujian. Ilustrasi skematik uji kebocoran yang diperluas dengan flowback diberikan pada Gambar 8.5. Angka ini menggambarkan bagaimana seseorang dapat mempertahankan catatan volume selama yang berbeda tahapan tes. Ini dapat memberikan informasi tentang kapan dan apakah fraktur memiliki sebenarnya ditutup selama tes. Garis tebal dan padat mewakili respons volume-tekanan selama pompa masuk. Vcin mewakili volume berubah karena kompresi volume cairan di dalam sumur. Vfrac mewakili volume dipompa ke fraktur. Volume ini dihabiskan untuk membuat volume fraktur, tetapi juga termasuk volume yang hilang untuk formasi.

Gambar 8.5. Ilustrasi skematis uji kebocoran yang diperluas dengan fase pompaVolume ini dapat digunakan untuk memeriksa panjang fraktur dan apakah ini cukup dalam (tebal,garis padat) dan fase shut-in / decline dan flowback (garis putusputus). Volume selama fase yang berbeda ditunjukkan, dan sebuah estimasi tegangan horizontal terkecil dari fase flowback disertakan.

Gambar 8.6. Tekanan versus volume untuk uji aliran balik dua siklus dengan lumpur. Siklus pertama (garis putus-putus) disertakan fase shut-in, sedangkan dalam siklus kedua (garis penuh) flowback dimulai segera setelah memompa. Abu-abu garis horizontal menunjukkan tingkat stres yang disimpulkan. Courtesy of Statoil. untuk menembus wilayah dekat-baik dan ke dalam batu stres perawan. Saat pemompaan berhenti dan sumur tertutup, tekanan menurun dari pshut ke tekanan penutupan akhir (pfsip). Penurunan tekanan ini dihasilkan dari penghapusan kerugian gesekan, kehilangan cairan untuk pembentukan dan / atau pertumbuhan volume fraktur. Garis putus-putus dari pfsip ke pref merepresentasikan fase flowback. Jika fraktur belum tertutup selama fase shut-in, pemantauan fase flowback dapat memberikan perkiraan tekanan horizontal terkecil seperti yang ditunjukkan pada gambar. Ini terjadi ketika kemiringan Perubahan kurva flowback, mencerminkan perbedaan besar dalam kepatuhan antara sistem dengan fraktur terbuka dan dengan fraktur tertutup. Kemiringan linier terakhir dari kurva flowback dengan demikian harus dekat dengan kemiringan awal selama pompa masuk, mencerminkan kompresibilitas cairan di lubang bor. Volume ini dilambangkan sebagai Vcout. Jika seluruh kurva flowback memiliki kemiringan yang sama dengan fase awal pompa-dalam, fraktur telah tertutup selama shut-in tahap. Vreturn demikian volume sebenarnya kembali dari fraktur, sementara Vlost adalah volume kalah dari formasi selama tes. Contoh lapangan yang menggambarkan prinsip-prinsip yang diuraikan pada Gambar 8.5 ditunjukkan pada Gambar 8.6 (Raaen, 2006). Perhatikan bahwa pada siklus pertama dari tes ini (garis putus-putus) tidak ada perubahan dalam kemiringan terlihat sebelum kerusakan formasi. Pada siklus kedua (garis penuh), perubahan kemiringan terjadi di tekanan yang jauh lebih rendah. Dengan demikian, tekanan membuka kembali fraktur jauh lebih rendah dari tekanan kerusakan formasi awal. Garis putus-putus menunjukkan bahwa lereng tertutup-fraktur yang sama diamati selama pemompaan dan flowback di kedua siklus. Dalam siklus 2, periode fraktur terbuka awal selama flowback adalah juga didekati dengan garis lurus (garis putus-garis). Dalam prakteknya, akan lebih mudah untuk melakukan flowback dengan choke tetap, yang mengarah ke tingkat flowback yang bervariasi waktu. Karena laju aliran melalui

choke kira-kira sebanding dengan akar kuadrat dari penurunan tekanan, itu mudah ditunjukkan (Raaen dan Brudy,2001) bahwa plot akar kuadrat tekanan terhadap waktu harus memberikan garis lurus jika kekakuan sistem adalah konstan. Ini dikonfirmasi oleh Gambar 8.7, yang menunjukkan plot data

Gambar 8.7. Akar persegi tekanan terhadap waktu untuk siklus kedua dari tes pada Gambar. 8.6. Courtesy of Statoil. dari siklus 2 dari tes pada Gambar. 8.6. Kedua periode buka-fraktur awal dan yang tertutup periode fraktur didekati dengan baik oleh garis lurus putus-putus, dan intercept masuk sesuai dengan yang disimpulkan dari data tekanan versus volume. Untuk contoh bidang lain, lihat Bagian 11.5, di mana juga alternatif lain untuk meningkatkan interpretasi tes fraktur disertakan. Untuk meningkatkan kualitas uji kebocoran yang diperluas, ada beberapa rekomendasi yang harus diikuti: 

Sirkulasikan lumpur untuk memastikan bahwa kolom lumpur memiliki kerapatan seragam dan tidak ada udara dalam sistem.



Kalibrasikan pembacaan permukaan tekanan lumpur, atau sebaiknya gunakan tekanan downhole mengukur.



Periksa bahwa kemiringan sebelum kebocoran sudah sesuai dengan yang diharapkan kepatuhan cairan. Kemiringan yang jauh lebih rendah dapat menunjukkan bahwa ada kebocoran dalam sistem atau integritas semen yang buruk. Pengukuran langsung dari kompresibilitas diperoleh dengan melakukan tes

casing (yaitu menekan casing tertutup sebelum mengebor sepatu casing). Pastikan volume yang dipompa ke dalam fraktur cukup besar untuk membuat fraktur panjangnya cukup (biasanya 0,5-1 m3). Perkiraan volume yang diperlukan bias diperoleh dengan informasi tentang lebar fraktur, panjang fraktur dan fraktur tinggi (panjang rathole). Lebar fraktur dapat diperkirakan dari Persamaan. (11,19). Panjang setiap sayap fraktur harus cukup panjang untuk menembus ke dalam formasi perawan, misalnya 10 diameter lubang sumur. Perhatikan bahwa fraktur yang lebih panjang mungkin diperlukan dalam menyimpang dengan baik. Volume total yang diperlukan untuk pengujian diberikan oleh volume fraktur selain volume yang diperlukan untuk mengompres cairan di lubang bor sebelum inisiasi fraktur. 

Mempertahankan catatan volume yang dipompa dan dikosongkan kembali selama flowback, dan catat volume sebagai fungsi waktu selama flowback jika memungkinkan. Kualitas tes juga harus diperiksa terhadap kemungkinan masalah operasional

seperti saluran semen. Jika cairan dapat bocor ke formasi yang lebih dangkal, pengujian tidak akan relevan untuk formasi di bawah sepatu casing. Keengganan untuk melakukan tes kebocoran diperpanjang sebagian didasarkan pada waktu tambahan yang diperlukan untuk menjalankan tes ini dibandingkan dengan uji kebocoran konvensional. Namun, ini mungkin saja hanya kemungkinan untuk mendapatkan data tegangan yang dapat diandalkan dalam pengembangan suatu bidang. Stress data yang mana dapat menjadi penting ketika merancang sumur yang menyimpang pada tahap selanjutnya. Ketika menggunakan lumpur berbasis air, patah tulang cenderung menyembuhkan dan akhirnya mengembalikan yang asli tekanan bocor. Ketika menggunakan lumpur berbasis minyak, sering diklaim bahwa penyembuhan tidak terjadi. Namun, tidak ada karya yang dipublikasikan tentang hal ini yang diketahui oleh penulis. Perbedaan seperti itu bisa terjadi paling tidak sebagian disebabkan oleh perbedaan sifat filtrat dari dua sistem lumpur. Berbasis air lumpur biasanya memiliki kehilangan sentakan dan kehilangan filtrat yang lebih tinggi. Ini membuat kue filter di dalamnya fraktur yang menyegel ujung fraktur, sehingga membutuhkan tekanan yang lebih tinggi untuk menyebarkan fraktur (Onyia, 1991). Perbedaan ini dapat dikurangi dengan mengubah

sifat filtrate lumpur berbasis minyak (Morita et al., 1996). Perhatikan bahwa argumentasi ini bersandar pada kemampuan batu untuk menerima filtrat, maka ini tidak dapat menjelaskan perbedaan serupa di antara keduanya sistem lumpur dalam batuan permeabilitas rendah seperti serpih. Dalam prakteknya, sering disarankan untuk tidak melakukan tes kebocoran yang diperpanjang lumpur berbasis minyak jika margin antara tekanan bocor dan tekanan horizontal terkecil diperlukan untuk operasi yang sukses. Ini mungkin penting dalam sumur dengan margin yang sempit antara batas bawah dan lapisan lumpur atas. Ketika beberapa sumur telah dibor di ladang, tidak jarang menjalankan formasi tes integritas (FIT) bukan tes kebocoran. Tes ini hanya terdiri dari peningkatan tekan dengan baik hingga level yang ditentukan sebelumnya yang dianggap cukup untuk pengeboran berikutnya bagian. Pemompaan kemudian dihentikan, dan tekanan konstan dalam fase shut-in diamati. Oleh karena itu tes ini biasanya berhenti di bagian linier, sebelum kebocoran tercapai. FIT Oleh karena itu tidak dapat digunakan untuk penentuan stres. Tes mini-frac Seperti namanya, tes mini-frac adalah tes fraktur di mana volume yang relatif kecil disuntikkan (biasanya sekitar 10 m3). Kecil dalam pengertian ini berhubungan dengan fraktur konvensional pekerjaan stimulasi yang biasanya melibatkan ratusan atau bahkan ribuan meter kubik. Tes mini-frac biasanya berjalan sebelum pekerjaan stimulasi fraktur, untuk mendapatkan nilai untuk tekanan rekah, tekanan penutupan, parameter kehilangan cairan, dll. yang kemudian digunakan dalam desain perawatan rekah (mis. Tan et al., 1990). Ini berarti mini-frac tes biasanya dijalankan di bagian reservoir yang membutuhkan stimulasi. Karena waduk Bagian mungkin sudah selesai, itu tidak jarang untuk menjalankan tes mini-frac di casing dan sumur berlubang. Sekali lagi dianjurkan untuk menggunakan pengukur tekanan downhole untuk meningkatkan akurasi. Cairan khas yang digunakan dalam tes mini-frac adalah 2% KCl air garam. Gel dapat ditambahkan untuk mengurangi cairan kehilangan dan membuat tes lebih mirip dengan perawatan utama. Alat Wireline

Alat Wireline juga tersedia untuk melakukan tes fraktur di lubang terbuka (Kuhlman et al., 1993; Thiercelin et al., 1996; Desroches dan Kurkjian, 1999). Prinsip dasarnya di sini adalah untuk mengisolasi bagian kecil dari lubang, biasanya 1 m, dengan menggembungkan dua pengepakan karet melawan formasi. Volume yang relatif kecil (biasanya kurang dari 400 l) dari cairan digunakan selama memompa pada tingkat dalam kisaran 1 l / menit hingga 100 l / menit. Karena volume kecil, tes ini sering disebut sebagai tes micro-frac. Tekanan diukur dengan pengukur downhole. Seperti halnya tes fraktur lainnya, beberapa siklus biasanya dilakukan. Saat berjalan di lubang terbuka, kualitas lubang yang baik sangat penting, yaitu permukaan lubang yang halus dan dekat dengan bentuk lingkaran. Kalau tidak, akan bermasalah untuk mendapatkan penyegelan yang baik oleh pengepakan. Untuk memberikan penyegelan, tekanan packer harus melebihi tekanan dalam isolasi selang. Ini menyiratkan bahwa dalam kondisi tertentu fraktur akan dibangkitkan terlebih dahulu pengepak. Mengacu pada Persamaan. (11.6), ini tergantung pada respon dari tekanan pori di sekitarnya lubang bor. Dalam formasi yang dapat diresapi, dimungkinkan untuk mempertahankan penyegelan perbedaan tekanan. Namun, dalam formasi permeabilitas rendah, fraktur dapat dihasilkan pertama di belakang packer (fraktur lengan). Prosedur alternatif dalam situasi ini harus dilakukan ini dengan sengaja dan kemudian memindahkan pengepakan sehingga fraktur yang dihasilkan berada di dalam zona terisolasi dan kemudian dilanjutkan seperti dalam tes standar (Desroches dan Kurkjian, 1999). Arah azimut fraktur dan karenanya juga arah horizontal tekanan juga dapat diperkirakan, asalkan pengujian dilakukan dalam sumur vertikal. Itu metode yang digunakan untuk mendapatkan arah fraktur bervariasi agak dengan jenis alat, baik menggunakan alat pencitraan setelah rekah atau kembali menghitung dari pengukuran lubang bor deformasi selama rekah. Alat-alat tersebut tentu saja dapat digunakan dalam lubang berlubang dan berlubang. Masalah dengan lubang kualitas, packer sealing dan fraktur lengan tidak lagi menjadi perhatian. Penggunaannya adalah Namun kemudian terbatas pada zona produksi di waduk.

Hubungan empiris Breckels dan van Eekelen (1982) mengembangkan korelasi empiris untuk estimasi tegangan horizontal terkecil (lihat juga Bagian 3.1) sebagai fungsi kedalaman. Hubungan ini didasarkan pada data rekahan hidrolik dari berbagai daerah di seluruh dunia. Hubungan untuk Pantai Teluk AS adalah: σh = 0,0053D1,145 + 0,46 (pf - pfn) (D <3500 m) (8,4) σh = 0,0264D - 31,7 + 0,46 (pf - pfn) (D> 3500 m) (8,5) dimana D adalah kedalaman dalam meter, pf adalah tekanan pori dalam MPa, pfn adalah tekanan pori normal dan σh adalah tegangan horizontal terkecil dalam MPa. Istilah terakhir dalam hubungan ini mencerminkan tekanan pori yang abnormal. Prediksi horizontal Oleh karena itu stres akan mencerminkan perubahan dalam gradien tekanan air pori. Breckels dan van Eekelen berpendapat bahwa hubungan ini dapat digunakan dengan adil kepercayaan diri juga di daerah-daerah lain yang tektonik di dunia seperti Laut Utara. Perhatikan bahwa hubungan ini dikembangkan pada kedalaman air nol atau dangkal. Penulis ini pengalaman adalah bahwa hubungan untuk kedalaman hingga 3500 m memberikan perkiraan yang cukup baik di sebagian besar Laut Utara (turun ke sekitar 2500–3000 m), bahkan pada kedalaman air hingga sekitar 300 m. Saat kedalaman air meningkat, prediksi di kedalaman formasi dangkal harus dihindari. Dengan demikian hubungan ini dapat memberikan perkiraan yang masuk akal, tetapi hanya seharusnya dianggap sebagai perkiraan pertama dan harus selalu diperiksa dan / atau dikalibrasi data uji yang tepat dari masing-masing bidang. 8.3.4. Metode lainnya Kami akan menyelesaikan bagian ini dengan menyebutkan secara singkat beberapa metode lain yang belum dibahas sebelumnya (dalam bab ini atau di Bab 3). Pembalikan data uji kebocoran telah disarankan untuk menghitung kembali horizontal tekanan (Aadnøy, 1990). Metode ini menggunakan data dari sejumlah tes kebocoran yang dilakukan di lubang bor di kecenderungan yang berbeda dan azimuth. Dengan asumsi tekanan vertikal dan tekanan pori diketahui, besarnya dan arah tegangan horizontal kembali dihitung dari teori elastis linier.

Karena metode ini didasarkan pada tekanan bocor, ia menderita kelemahan dasar yang sama sebagai uji kebocoran standar, terutama ketidakpastian besar tekanan bocor dalam kaitannya dengan tekanan kerusakan retak seperti yang didefinisikan oleh teori elastis. Sumber ketidakpastian lainnya adalah variasi spasial potensial dalam tekanan horizontal di lapangan. Ketika harus menggunakan data uji dari beberapa sumur yang juga bisa mencakup lebar rentang kedalaman, tes mungkin termasuk kompartemen rezim stres yang berbeda secara signifikan. Diskusi lebih lanjut dari ketidakpastian ini dapat ditemukan di Gjønnes et al. (1998). Daripada mencoba memberikan angka yang tepat untuk tekanan, seseorang dapat mencoba untuk membatasi tekanan (lihat misalnya Wiprut et al., 1997). Metode ini menggunakan pengamatan rinci lubang bor kegagalan (breakout lubang bor, fraktur tarik yang diinduksi pengeboran), terutama mencoba untuk membatasi besarnya dan arah tegangan horizontal terbesar. Terutama ketika membatasi besarnya tegangan, penting untuk memiliki informasi pada kedua yang terkecil tegangan horisontal dan sifat kekuatan batuan. Data pengeboran juga telah diusulkan sebagai sumber potensial untuk membatasi tekanan, terutama tekanan horizontal terkecil (Hareland dan Hoberock, 1993). Dasar untuk ini metode adalah model penetrasi drill bit dari jenis yang dibahas dalam Bagian 8.2.4. Ini digunakan untuk memprediksi kekuatan batuan yang lebih lanjut terkait dengan rasio tegangan vertikal ke horizontal dalam proses berulang. Data stres diprediksi dari tes lubang bor dan informasi lubang bor adalah data titik di sebuah massa batu besar. Oleh karena itu sering berguna untuk menempatkan ini ke dalam kerangka skala besar tekanan in situ (lihat juga Bab 3).