bab iii dasar teori sumber pake nama
Post on 27-Jan-2016
330 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
BAB III
DASAR TEORI
Well Logging adalah kegiatan merekam karakteristik batuan sebagai fungsi
kedalaman yang dinyatakan dalam bentuk grafik. Operasi ini menggunakan suatu
instrument khusus (sonde) yang diturunkan kedalam lubang bor menggunakan
kabel (wireline) pada saat lubang bor terisi fluida pemboran. Ada dua macam
pencatatan yang dibedakan menurut waktu pengambilan data, yaitu :
a. Selama kegiatan pengeboran berjalan.
1. Mud Logging atau Log Mekanis
2. Log While Drilling (LWD)
b. Pencatatan setelah kegiatan pengeboran dihentikan pada target tertentu,
dilakukan dengan media kabel, disebut “wireline log”.
Tujuan Utama Well Logging
Tujuan utama well logging adalah mencari kandungan migas yang bisa
diproduksikan secara ekonomis di dalam batuan.
Dari hasil well logging dapat dilakukan :
a. Evaluasi formasi
b. Korelasi antar sumur
c. Deteksi daerah tekanan berlebihan
d. Analisa Kualitas semen
e. Pemantauan reservoir
f. Pemetaan Reservoir
3.1. KLASIFIKASI WIRELINE LOGGING
3.1.1. Log-log yang Menunjukkan Zona Porous Permeabel (Lithology Tool)
Langkah awal dalam interpretasi logging (penilaian formasi) adalah
mengidentifiksi lapisan porous dan permeabel. Jenis log yang digunakan adalah :
a. Log Spontaneous Potential (SP)
b. Log Gamma Ray (GR)
1
2
3.1.1.1. SPONTANEOUS POTENTIAL LOG (SP log)
Kurva SP log merupakan salah satu pengukuran pertama yang dilakukan
pada lubang bor. Tujuan utamanya adalah membedakan formasi shale dengan
formasi non-shale. Sebagai lithologi tool, SP log juga digunakan untuk
menentukan batas lapisan dan ketebalan lapisan. Prinsip dasar Log SP adalah
rekaman mengenai perbedaan arus listrik DC (dalam millivolts) antara potensial
natural karena pergerakan elektroda dalam lubang bor dengan elektroda yang
ditempatkan dipermukaan terhadap kedalaman lubang bor. SP Log tidak dapat
beroperasi pada non-conductive drilling muds.
Sponteneous Potensial merupakan sirkuit sederhana yang terdiri dari dua
buah elekroda dan sebuah galvanometer. Sebuah elektroda (M) diturunkan ke
dalam lubang bor dan elektroda yang lain (N) ditanam di permukaan. Disamping
itu masih juga terdapat sebuah baterai dan sebuah potensiometer untuk mengatur
potensial diantara kedua elektroda tersebut. Skema rangkaian dasar SP log dapat
dilihat pada Gambar 3.1.
Gambar 3.1. Skema Rangkaian Dasar SP Log (Dewan,J. T)
3
Bentuk defleksi positif atau negatif terjadi karena adanya perbedaan
salinitas antara kandungan potensial (gaya elektromotif) dalam batuan dengan
lumpur. Bentuk ini disebabkan oleh karena adanya hubungan antara arus listrik
dengan gaya-gaya elektromotif (elektrokimia dan elektrokinetik) dalam batuan.
Gambar 3.2. Contoh Defleksi SP dari shale baseline (Dewan,J. T)
Jika pengaruh SP log melalui lapisan cukup tebal dan kondisinya bersih dari
clay, maka defleksi kurva akan mencapai maksimum. Defleksi SP yang demikian
disebut statik SP atau SSP, yang dituliskan dalam persamaan sebagai berikut :
SSP=−K4600+t0 F537
logRmfRw
……………..………………………..(3-1)
SSP = statik spontaneous potensial, mv.
K = konstanta lithologi batuan (=70.7 pada 77oF)
toF = temperatur formasi, o F.
Rmf = tahanan jenis air filtrat lumpur, ohm-m.
Rw = tahanan jenis air formasi, ohm-m.
4
Penentuan kandungan shale di dalam batuan formasi dapat di deteksi
dengan menggunakan Log Spontaneous Potential. Hal ini dapat dilakukan melalui
persamaan sebagai berikut :
Vshale SP= SP log−SP cleanSP shale−SP clean
...................................................... (3-2)
Keterangan :
SP Log : Harga log pada chart SP,
SP Clean : Harga log SP di depan clean formasi (formasi batupasir),
SPShale : Harga log SP di depan formasi shale
3.1.1.2. GAMMA RAY LOG
Gamma ray log mengukur radioaktif alami dalam formasi, yang dipakai
untuk identifikasi lithologi. Respon gamma ray log meningkat dengan
bertambahnya kandungan shale, karena material radioaktif banyak terdapat dalam
shale,sehingga gamma ray log akan dapat membedakan lapisan shale dengan
jelas. Batupasir dan batuan karbonat yang bebas shale memiliki material radio
aktif yang sedikit, dan memberikan bacaan gamma ray yang rendah. Tetapi
batupasir bersih dapat memberikan bacaan gamma ray log yang tinggi jika
batupasir tersebut mengandung potasium feldspar, mika, glaukonit, atau air yang
mengandung uranium. Selain itu juga digunakan untuk korelasi dan mengontrol
kedalaman lubang sumur untuk perforasi karena log ini dapat digunakan pada
cased hole serta tidak ada pembatasan dalam penggunaan lumpur. Prinsip kerja
dari gamma ray log adalah mencatat adanya kandungan radioaktif alami di dalam
formasi. Sumber radioaktif batuan adalah uranium, thorium dan potassium. Ketiga
unsur tersebut memancarkan sinar alpha, beta dan gamma, tetapi yang dapat
ditangkap oleh detector hanya sinar gamma, karena mempunyai daya tembus yang
besar. Besar kecilnya intensitas radioaktif tergantung dari jenis batuanya, sehingga
besar kecilnya intensitas mencerminkan jenis batuannya.
5
Gambar 3.3. Rekaman Gamma Ray untuk suatu lapisan dengan kecepatan yang berbeda
& Spektrum 3 Unsur Radiasi Utama Gamma Ray (Rider, Malcolm)
Penentuan besarnya kandungan shale dalam batuan formasi (Vshale) dapat
dilakukan dari persamaan berikut :
Vshale GR= Gr Log −GR MinGr Max −GR Min
............................................................. (3-3)
Keterangan
Vshale : Volume shale (besarnya shale pada batuan formasi), %,
GRmin : Nilai minimal dari Gamma Ray pada Chart (Clean Formation),
GRmax : Nilai maksimal dari Gamma Ray pada Chart (Shale Formation).
3.1.2. Log-log yang Mengukur Resistivitas (Resistivity Tool)
Resistvity tool digunakan untuk mengukur tahanan jenis batuan formasi
beserta isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas efektif, salinitas
air formasi, dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan. Resistivitas
formasi adalah salah satu parameter utama yang diperlukan untuk menentukan
saturasi hidrokarbon suatu formasi. Arus listrik dapat mengalir di dalam formasi
6
batuan dikarenakan konduktivitas dari air yang dikandungnya. Batuan kering dan
hidrokarbon merupakan insulator yang baik kecuali beberapa jenis mineral seperti
graphite dan sulfide besi. Oleh sebab itu, formasi di bawah tanah memiliki
resistivitas yang dapat diukur secara terbatas karena air yang terkandung di dalam
pori-pori atau yang terserap dalam molekul lempung.
Pengelompokan log resistivitas berdasarkan zona yang terinvasi dapat
dilihat pada tabel III-1
Tabel III-1Pengelompokan Log Resisivitas (Dewan,J. T)
Pengaruh Invasi pada Pengukuran Resistivitas
Berbicara masalah resistivitas, Rt diasumsikan berada pada reservoir yang
tak terganggu oleh invasi apapun. Kesulitan untuk melakukan pengukuran R t
adalah adanya gangguan yang disebabkan oleh adanya invasi. (Gambar 3.4).
7
Gambar 3.4.Zona Invasi Lubang Bor (Dewan,J. T)
Rm = Resistivitas lumpur
Rmc = Resistivitas kerak lumpur
( mud cake )
hmc = Ketebalan kerak lumpur
( mud cake )
Rmf = Resistivitas filtrat lumpur
Rt = Resistivitas invaded zone
Rw = Resistivitas air formasi
Rxo = Resistivitas flushed zone
Sw = Saturasi air pada invadedzone
Sxo = Saturasi air pada flushed zone
dh = Diameter lubang bor
di = Diameter invasi (flushed zone)
dj = Diameter invasi (invaded zone)
Log-Log Resistivity yang Digunakan Pada Sumur EAF 01 & EAF 05
3.1.2.1. FOCUSED LOG
Conventional ES sangat dipengaruhi oleh efek-efek yang berasal dari
borehole dan adjacent beds. Efek-efek tersebut dikurangi oleh alat-alat resistivitas
yang menggunakan arus-terfokus untuk mengendalikan jalur aliran arus yang
diukur.
8
Gambar 3.5. Skematik Focusing-Electrode Logs (Dewan,J. T)
A. Dual Laterolog
Dual laterolog adalah alat laterolog yang paling maju. Alat ini dapat
menyajikan beberapa perhitungan secara bersama-sama, yaitu deep laterolog
(LLd) dan shallow laterolog (LLs).
Dual laterolog menyediakan dua arus yang berbeda konfigurasi dan
frekuensi. Pola dari arus pada dual laterolog dapat dilihat pada Gambar 3.6.
gambar tersebut menunjukkan dua set elektroda yang sama digunakan untuk
mendapatkan kurva deep dan shallow dengan menggunakan arus pada dua
frekuensi yang berbeda. Pengukuran dalam menggunakan frekuensi 35 Hz dan
pengukuran dangkal dibuat pada frekuensi 280 Hz. LLd mencapai penetrasi dalam
menggunakan susunan elektroda panjang (28 ft) dan mengembalikan arus ke
elektroda permukaan. Sedangkan LLs mengembalikan arus ke elektroda terdekat
yang akan memberikan penetrasi dangkal. LLd dan LLs mempunyai resolusi
vertikal yang sama (24 in), perbedaannya hanya pada jauhnya investigasi. LLd
merupakan laterolog yang mempunyai investigasi paling jauh.
9
Gambar 3.6. Pola arus pada Dual Laterolog (Dewan,J. T)
3.1.2.2. INDUCTION LOG
Pengukuran tahanan listrik batuan formasi dengan Conventional Resistivity
Log memerlukan adanya lumpur bor yang bersifat konduktif agar dapat
menghantarkan listrik ke formasi. Akibatnya tidak satupun peralatan tersebut yang
dapat digunakan apabila lubang bor kosong, terisi minyak, gas, oil basemud, atau
udara. Untuk mengatasinya, maka dikembangkan peralatan khusus yang dapat
digunakan tanpa terpengaruh oleh kondisi-kondisi tersebut diatas,peralatan tesebut
adalah Induction Log. Fungsi Induction log adalah untuk menentukan batuan
sebenarnya (Rt) dan korelasi batuan tanpa memandang jenis lumpur yang
digunakan. Keunggulan dari induction log adalah pengaruh diameter lubang bor,
lapisan batuan disekitarnya dan pengaruh invasi air filtrat dapat diperkecil.
A. Dual Induction Log (DIL)
Pada induction log biasanya terdapat enam atau lebih coils dengan spacing
sekitar 40 in antara transmitter-receiver utama untuk mendapatkan pembacaan
kurva dalam (ILd). Prinsip kerja dari DIL sama dengan laterolog. Coils yang lebih
10
sedikit digunakan untuk mendapatkan kurva medium (ILm). ILd dan ILm
mempunyai resolusi vertikal yang sama. Tetapi ILm mempunyai penetrasi hanya
setengah dari penetrasi ILd. DIL biasanya dikombinasikan dengan shallow
laterolog seperti LL8 atau SFL. Ciri khas dari DIL adalah dapat bekerja pada saat
Rmf>2Rw dan Rt<200 ohm-m, lumpur tidak konduktif (fresh mud), serta dapat
digunakan untuk mengukur resistivitas induksi yang menengah maupun yang
dalam.
Gambar 3.7Prinsip Pengukuran Induction Log (Dewan,J. T)
3.1.2.3. MICRORESISTIVITY LOG
Microresistivity log berguna untuk mendapatkan resistivitas flushed zone,
Rxo, dan menunjukkan adanya lapisan permeabel dengan mendeteksi keberadaan
dari mud cake. Untuk mengukur Rxo alat log harus mempunyai investigasi yang
sangat dangkal, karena flushed zone hanya beberapa inch dari lubang bor. Telah
diketahui bahwa Rxo berguna untuk koreksi pengukuran Rt
A. Microspherically Focused Log (MSFL)
Pengukuran MSFL dibuat dengan sebuah bantalan elektroda khusus yang
ditekan ke dinding lubang bor dengan bantuan sebuah kaliper. Pada bantalan
tersebut dipasang suatu rangkaian bingkai logam yang konsentrik (Gambar 3.8)
11
disebut elektroda yang mempunyai fungsi memancarkan, memfokuskan dan
menerima kembali arus listrik yang hampir sama seperti cara kerja elektroda
laterolog. Karena bantalannya kecil dan susunan elektrodanya berdekatan, maka
hanya beberapa inchi dari formasi dekat lubang bor yang diselidiki, sekitar 1-3
inchi. Sehingga kita akan mempunyai suatu pengukuran dari resistivitas di flushed
zone. Karena kedalaman investigasi MSFL yang kecil, maka pengaruh dari mud
cake tidak bisa diabaikan, sehingga koreksi terhadap pengaruh mud cake
diperlukan untuk memperoleh Rxo yang benar.
Gambar 3.8. Distribusi arus dan susunan elektrode MSFL (Dewan,J. T)
3.1.3. Log-log yang Mengukur Porositas (Porosity Tool)
Ada tiga jenis pengukuran porositas yang umum digunakan saat ini, yaitu :
Densitas, Neutron dan Sonik. Penting untuk disadari bahwa nilai porositas yang
didapatkan dari ketiga pengukuran tersebut bisa tidak sama. Hal ini disebabkan
karena alat-alat tersebut tidak membaca porositas secara langsung. Porositas
didapatkan dari sejumlah interaksi fisika di dalam lubang bor. Hasil interaksi
dideteksi dan dikirim ke permukaan, barulah porositas dijabarkan. karena itu
kombinasi dari dua atau tiga log sangat penting untuk memberikan data yang
12
cukup mengenai porositas, litologi, dan karakteristik reservoir serta membedakan
minyak dengan air
3.1.3.1. DENSITY LOG
Log densitas formasi adalah log porositas yang mengukur elektron density
dari formasi. Fungsi dari density log adalah :
1. Mendeteksi gas bearing zone.
2. Menentukan densitas batuan formasi.
3. Mengevaluasi pasir serpihan dan lithologi kompleks (mineral evaporit)
Gambar 3.9Skema Prinsip Pengukuran FDC (Dewan,J. T)
Prinsip kerja dari density log adalah suatu sumber radioaktif dari alat
pengukur dipancarkan sinar gamma dengan intensitas energi tertentu menembus
formasi/batuan. Batuan terbentuk dari butiran mineral, mineral tersusun dari
atom-atom yang terdiri dari proton dan elektron. Partikel sinar gamma membentur
elektron-elektron dalam batuan. Akibat benturan ini maka sinar gamma akan
mengalami pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami
benturan akan diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dengan sumbernya.
Makin lemahnya energi yang kembali menunjukkan makin banyaknya elektron-
elektron dalam batuan, yang berarti makin banyak/padat butiran penyusun
13
persatuan volume. Besar kecilnya harga densitas batuan dipengaruhi oleh
porositas dan jenis kandungan yang ada didalamnya, juga dipengaruhi oleh
kekompakan batuan dengan derajat kekompakan bervariasi.
Dengan diketahuinya densitas batuan dapat digunakan dalam menentukan
besaran porositas pada batuan tersebut.Hubungan porositas dan density log untuk
formasi bersih (clean formation), didapat persamaan:
ρb=∅ . ρf + (1−∅ ) . ρma......................................................................... (3-4)
Keterangan:
ρb=ρa
sehingga:
φD=ρma −ρbρma − ρf ................................................................................... (3-5)
Keterangan :
D∅ = Porositas pada Density Log (fraksi).
b = Densitas bulk (gr/cc).
ρma = Densitas matrik (gr/cc). (sandstones = 2.65, limestone = 2.71, dolomite
= 2.87)
ρf = Densitas lumpur (salt water base mud = 1.1 gr/cc, fresh water base
mud = 1.0 gr/cc)
3.1.3.2. NEUTRON LOG
Prinsip kerja dari alat ini adalah dengan menembakkan partikel neutron
berenergi tinggi ke dalam formasi secara konstan dari suatu sumber radioaktif.
Neutron merupakan partikel listrik yang netral dengan massa yang hampir sama
dengan massa atom hidrogen. Partikel neutron yang menembus formasi akan
bertumbukkan dengan material-material formasi. Akibat tumbukkan ini neutron
akan kehilangan sedikit energi, yang besarnya tergantung dari perbedaan massa
neutron dengan massa material formasi tersebut.
Sampai kehilangan energi pada jumlah tertentu, maka neutron akan
menyebar secara tidak teratur di dalam formasi tanpa mengalami kehilangan
energi lagi, dan akhirnya dapat ditangkap oleh inti-inti batuan formasi.
14
Penangkapan neutron ini akan dapat dicatat oleh detektor, yang terletak 10-18
inch dari sumber radioaktif. Apabila kerapatan atom hidrogen (jumlah) dalam
formasi cukup tinggi maka hampir semua partikel neutron mengalami kehilangan
energi dan dapat ditangkap tidak jauh dari sumber radioaktifnya, akibatnya hanya
sedikit radiasi sinar gamma yang dapat dicatat oleh detektor. Sebaliknya bila atom
hidrogen sedikit maka partikel-partikel neutron akan memancar lebih jauh ke
dalam formasi sebelum ditangkap, sehingga kecepatan mencatat detektor akan
meningkat. Hal inilah yang dijadikan dasar hubungan antara jumlah sinar gamma
yang dicatat oleh detektor per detiknya dengan porositasnya. Bila jumlah sinar
gamma yang dicatat tinggi berarti porositas batuan tersebut rendah begitupun bila
jumlah sinar gamma rendah berarti porositas batuan tersebut besar.
Gambar 3.10. Skema Rangkaian Neutron Log (Dewan,J. T)
Persamaan dalam penentuan porositas neutron adalah sebagai berikut:
∅N=1.02 ×∅N log+0.0425 ..................................................................... (3-6)
Keterangan :
∅N log = Porositas neutron pembacaan log neutron
15
Sedangkan persamaan yang digunakan dengan adanya pengaruh clay
adalah sebagai berikut:
∅N=∅+(V clay x∅Nclay ).............................................................................. (3-7)
Dimana :
∅Nclay adalah porositas neutron yang terbaca ketika Vshale = 1.
Kombinasi antara Neutron – Density dapat mengetahui Vshale dengan
persamaan sebagai berikut
VshaleND = φ N − φ Dφ Nshale − φ Dshale
............................................................(3-8)
Penentuan porositas efektif dapat ditentukan dengan persamaan (3-9)
sedangkan atau dengan persamaan persamaan (3-10).
φe =φ Ncorr + φ Dcorr2 ................................................................... (3-9)
φe =(2×φ Ncorr ) +(7× φ Dcorr )
9 ..................................................(3-10)
3.1.3.3. SONIC LOG
Sonic log di desain untuk merekam porositas batuan formasi dengan cara
mngukur “interval transite time” (Δt), yaitu waktu yang diperlukan oleh
gelombang suara untuk merambat sejauh 1 feet dalam formasi.
Prinsip kerja dari sonic log ini adalah, suara dikirim dari transmitter masuk
kedalam formasi, kemudian pencatatan dilakukan pada saat pantulan suara yang
pertama kali sampai receiver. Pengukuran dimulai dari receiver yang pertama
kemudian yang kedua, dari selisih pengukuran waktu inilah yang direkam
kemudian dikonversikan dalam satuan kecepatan suara, ft/sec. Transmitter-
transmitter mengirimkan suara secara bergantian, dan harga Δt dicatat pada
pasangan-pasangan receiver yang menerima pantulan suara secara bergantian
16
pula. Harga t rata-rata dari receiver-receiver ini dihitung secara otomatis pula
memproses transit time menjadi total travel time.
Umumnya kecepatan suara yang menembus formasi berkisar 6000-23000
ft/sec atau 44-190 𝜇sec/ft. kecepatan yang melalui formasi batuan tergantung
terutama oleh matrik batuan serta distribusi porositasnya.dengan demikian makin
tinggi harga Δt pada log sonic, makin besar pula harga porositas batuannya.
Gambar 3.11Prinsip Pengukuran Sonic Log (Dewan,J. T)
Untuk menghitung porositas sonic dari pembacaan log ∆t harus terdapat
hubungan antara waktu dan porositas. Bentuk umumnya adalah:
∆ t log=∆ tfluid ×∅+∆ tma × (1−∅−V s h )+∆ t s h×V s h.............................. (3-11)
Dan untuk formasi bersih, persamaan tersebut disederhanakan menjadi:
∆ t log=∆ tfluid ×∅+∆ tma × (1−∅ ).......................................................... (3-12)
Dari persamaan 3-12 porositas akan menjadi :
φ s= Δt log − ΔtmaΔt fluid − Δ tma
............................................................................... (3-13)
17
Keterangan:
∅ s = Porositas pada Sonic Log (fraksi).
∆ t log = Transite time yang dibaca dari log (μ sec/ft).
∆ t fluid = Transite time fluida (μ sec/ft).
=198 μ sec/ft untuk fluida dengan kecepatan 5300 ft/sec)
∆ tma = Transite time matrik batuan (μsec/ft).
∆ t s h = Transite time shale (μ sec/ft).
3.1.4. Log Tambahan
Log tambahan digunakan sebagai pelengkap pada log utama. Adapun yang
termasuk log penunjang adalah caliper log.
3.1.4.1. CALIPER LOG
Caliper log dirancang untuk mengukur diameter lubang bor atau area
lubang bor sebagai fungsi kedalaman. Pada lapisan permeabel dimana dinding
lubang bor terbentuk mud cake, maka diameter lubang bor akan menjadi lebih
kecil daripada ukuran pahatnya. Sedangkan pada lapisan shale/clay kondisi lubang
bornya lebih besar daripada ukuran pahat, ini menunjukan pada lapisan shale
sering terjadi keruntuhan.
18
Gambar 3.12. Skema Rangkaian Caliper Log (Dewan,J. T)
Prinsip kerja jika alat digerakkan sepanjang sumur, maka pegasnya akan
berkontraksi sesuai dengan besarnya lubang sumur yang dilewati. Akibat gerakan
ini rod akan turut bergerak naik turun. Kedudukan dari rod akan menentukan
derajat induksi diantaranya coil yang diletakkan pada bagian atas dari alat.
Kemudian voltage yang terinduksi pada pick-up coil diubah menjadi arus searah
dan besarnya dicatat sebagai fungsi kedalaman.
3.2. INTERPRETASI LOGGING
Tujuan Melakukan kegiatan interpretasi logging adalah untuk mendapatkan
data dari lubang bor sebagai sarana pada penilaian formasi dan penentuan letak
zona produktif.
Interpretasi logging meliputi interpretasi secara kualitatif dan kualitatif.
Secara kualitatif adalah menganalisa kurva log yang dipilih dan menganalisa
lapisan-lapisan yang diindikasikan sebagai lapisan prospek. Sedangkan secara
kuantitatif adalah menentukan harga parameter batuan sebagai petunjuk dalam
menentukan jenis kandungan lapisan prospek .
3.2.1. Interpretasi Kualitatif
Interpretasi kualitatif log didasarkan atas bentuk (defleksi) kurva dari log
yang tergambar dalam slip log, yang umumnya dipengaruhi oleh jenis lithologi,
kandungan fluida dan mineralnya.
Adapun pengamatan ini berupa :
Identifikasi kedalaman zona porous permeabel.
Identifikasi batas dan ketebalan zona porous permeabel
Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel.
Identifikasi jenis batuan zona porous permeabel
A. Identifikasi Kedalaman Zona Porous Dan Non-Porous
Untuk mengidentifikasi lapisan produktif, dapat diketahui pada kedalaman
berapa lapisan porous permeable berada.
19
Adapun masing-masing log dapat diketahui sebagai berikut :
1. Defleksi SP Log
Dengan menggunakan SP Log, akan dapat diketahui lapisan shale dan non
shale. Bilamana lumpur pemboran mempunyai perbedaan salinitas dengan air
formasi (terutama lumpur air tawar/ fresh water mud), lapisan non-shale
umumnya ditunjukkan dengan adanya penambahan defleksi negatif (ke kiri)
dari shale base line sedangkan pada formasi shale akan terjadi defleksi positif
(ke kanan) dari shale base line.
2. Separasi Resistivity
Adanya lapisan porous permeabel sering ditunjukkan dengan adanya
separasi antara kurva resistivity investigasi dalam dengan investigasi rendah.
Pada zona yang mengandung air (Rmf > Rw dan Rxo > Rt), pembacaan
resistivitas daerah dangkal lebih besar daripada daerah pengukuran dalam.
Sedangkan pada lapisan yang mengandung hidrokarbon, perbedaan antara Rxo
dan Rt akan kecil tergantung Rmf/Rw dan Sw/Sxo.
3. Caliper Log.
Dalam kondisi lubang bor yang baik umumnya Caliper Log dapat
digunakan untuk mendeteksi adanya ketebalan mud cake sehingga dapat
memberikan/membantu pendeteksian lapisan permeabel.
4. Gamma Ray Log.
Pada formasi yang mengandung unsur-unsur radioaktif akan memancarkan
radioaktif dimana intensitasnya akan terekam pada defleksi kurva Gamma Ray
Log, pada umumnya defleksi kurva yang menunjukkan intensitas radioaktif
yang besar adalah lapisan shale atau clay, sedangkan defleksi kurva yang
menunjukkan intensitas radioaktif yang rendah menunjukkan lapisan
permeabel.
B. Identifikasi batas dan ketebalan zona porous permeabel
20
Ketebalan lapisan batuan dibagi dua, yaitu ketebalan kotor (gross thickness)
dan ketebalan bersih (net thickness). Ketebalan kotor (gross thickeness)
merupakan tebal lapisan yang dihitung dari puncak lapisan sampai dasar lapisan
dari suatu lapisan batuan. Sedangkan ketebalan bersih (net thickness) merupakan
tebal lapisan yang dihitung dari bagian-bagian permeabel dalam suatu lapisan.
Penggunaan kedua jenis ketebalan tersebut juga mempunyai tujuan yang berbeda,
dimana ketebalan kotor (gross isopach map) adalah untuk mengetahui batas-batas
penyebaran suatu lapisan batuan secara menyeluruh, dimana pada umumnya
digunakan untuk kegiatan eksplorasi. Sedangkan penggunaan ketebalan bersih
adalah untuk perhitungan cadangan. Peta yang menggambarkan penyebaran
ketebalan bersih disebut peta “net sand isopach”.
Log yang umum digunakan adalah :
1. Kurva SP
Dengan log ini dapat membedakan lapisan shale dan non shale. Saat
terjadi perubahan dari lapisan shale menjadi lapisan non shale (lapisan porous
permeabel) maka kedalaman tersebut dicatat sebagai kedalaman top struktur.
Pada saat alat diturunkan, diindikasikan lapisan berubah dari lapisan porous
permeabel menjadi lapisan shale yang dicatat sebagai kedalaman bottom
struktur. Selisih dari kedalaman top dan bottom struktur dicatat sebagai
ketebalan dari lapisan porous permeabel.
2. Kurva Resistivity
Alat log yang terbaik pembacaannya didapatkan dari Laterolog atau
Induction Log karena pada pengukuran dengan menggunakan Laterolog sangat
sedikit pengaruh dua lapisan yang berdekatan (adjacent beds), dapat
mengidentifikasi zona yang tipis, dan dapat optimum pada salt water mud
dimana alat resistivitas yang lain tidak dapat bekerja.
3. Gamma Ray Log
Log ini dapat membedakan adanya shale dan non shale, Sama seperti SP
Log, Gamma Ray Log dapat menunjukkan batas dan ketebalan lapisan porous
permeabel.
21
C. Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel
Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel dapat
dilakukan dengan mengamati resistivity log dengan mendasarkan kepada sifat air,
minyak dan gas. Minyak digambarkan pada kurva log menunjukkan harga yang
tinggi dibandingkan dengan air. Gas dan minyak dibedakan dengan ketajaman
kurva, dimana gas akan lebih tajam kurvanya dikarenakan sifatnya yang lebih
resistif daripada minyak. Sedangkan batas minyak dan air ditentukan oleh
perubahan resistivitas dari besar ke kecil.
Hasil pengamatan dari resistivity log dibandingkan terhadap hasil
pengukuran log FDC-CNL. Air dan minyak mempunyai indeks hidrogen yang
tinggi, sehingga pada kurva neutron akan menunjukkan harga yang rendah.
Sedangkan gas menunjukkan indeks yang tinggi pada kurva neutron, tetapi
densitas gas lebih kecil daripada air dan minyak. Adanya gas, minyak dan air bisa
ditandai dengan adanya separasi antara kurva neutron dan density. Gas
teridentifikasikan dengan separasi yang lebih besar daripada minyak dan air,
dimana kurva neutron berada disebelah kanan kurva density
D. Identifikasi jenis batuan zona porous permeabel
Dengan mengidentifikasi jenis batuan zona porous permeabel akan
diketahui karakteristik atau sifat dari formasi yang ditembus oleh lubang bor.
Selain itu bisa diprediksi masalah yang akan ditemui beserta penanganannya.
Contohnya apabila jenis lithologi dari lapisan tersebut adalah sandstone. Maka
mungkin saja terjadi problem kepasiran dan bisa ditentukan bagaimana
penanganan dari masalah tersebut.
Dengan FDC log akan didapatkan nilai ρb. Sebagai contoh, nilai ρb yang
didapat dari loggingadalah 2,87. Maka jenis batuannya adalah dolomite.
Dengan LDL akan didapatkan nilai Pe. Nilai Pe yang didapat 1,81 maka
jenis batuannya adalah sandstone.
22
Dengan BHC akan didapatkan nilai Δtma sebesar 54 µsec/ft. maka jenis
batuannya adalah sandstone.
Dari LDL diketahui nilai shear dan compessional travel time (Δt s dan Δtc).
apabila Δts/Δtc = 1,9 maka jenis batuannya adalah limestone.
3.2.2. Interpretasi Kuantitatif
Interpretasi kuantitatif bertujuan untuk menentukan parameter-parameter
reservoir seperti, Resistivitas air (Rw), kandungan shale (Vshale), porositas
efektif batuan (Øe), saturasi air (Sw), dan permeabilitas dimana data tersebut
diolah dari rekaman hasil log menggunakan persamaan pendukung dan logging
chart. Data yang telah diolah dapat digunakan untuk memperkirakan cadangan
hidrokarbon ditempat secara akurat. Dalam penulisan skripsi ini penentuan
Resistivitas batuan Resistivitas Air (Rw) dengan metode pengukuran langsung air
formasi yang terproduksi di laboratorium, penentuan Vshale dengan metode
Gamma Ray Log ,penentuan prositas batuan efektif dengan metode Neutron –
Density, penentuan saturasi air (Sw) dengan metode Indonesian Equation dan
penentuan permeabilitas transform dengan menggunakan Hydraulic Flow Unit
dari data core.
Menurut Adi Harsono, Schlumberger.1988 langkah penentuan Sw
(Indonesian Equation) yaitu :
A. Penentuan Parameter Rw, Vshale, Por effektif, Sw
1. Menentukan tahanan jenis air formasi (Rw)
a. Menentukan besarnya temperatur formasi (Tf)
Tf = Ts + [
BHT−TSDepthBHT
xDepthAnalisa] .......................(3-14)
b. Menentukan Rmf pada kedalaman dan temperatur formasi
Rmf@Tf =
Ts−6 , 77Tf +6 , 77
xRmf (Ts)
..........................................(3-15)
23
c. Menentukan harga Rw pada temeperatur formasi dari analisa air formasi di
permukaan.
Rw@Tf =
T ( pengukuran )+6 , 77Tf +6 ,77
xRw (Tpengukuran )
......... (3-16)
2. Menentukan kandungan Shale (Vshale)
a. Vshale Gamma Ray (GR)
Vshale =
GRread -GRmin
GRmax−GRmin
.....................................................(3-17)
b. Vshale SP log
Vclay= 1 - (SPlogSSP )
.............................................................. (3-18)
3. Menentukan Porosita Density-Neutron
a. Menentukan porositas density
ØD =
ρ ma−ρbρ ma− ρf
....................................................................(3-19)
b. Menentukan porositas density terkoreksi
ØDclay =
ρ ma−ρ clayρ ma−ρf
...................................................... .. (3-20)
ФDcorr = ФD – (Vsh x ФDclay).............................................(3-21)
c. Menentukan porositas Neutron
ØN = (1,02 ¿
ØNlog) + 0,0425.......................................... (3-22)
d. Menentukan porositas Neutron terkoreksi
24
ФNC = ФN – ( Vshale x ФNclay ) ........................................(3-23)
e. Menentukan porositas Density-Neutron
ФND =
(2ØNC )+ (7ØDC )2
.....................................................(3-24)
f. Menentukan porositas efektif
Фe = Фd-n x [1 - (0.1 x Shr)]....................................................(3-25).
4. Menentukan harga Saturasi air pada zona invasi lumpur (Sxo)
Sxo =
1
√Rxo ¿¿¿¿
..............(3-26)
5. Menentukan Saturasi Hidrokarbon sisa (Shr)
Shr = 1 – Sxo..........................................................................(3-27)
6. Menentukan porositas effektif
Фe = Фd-n x [1 – (0.1 x Shr)]................................................(3-28)
7. Menentukan Saturasi air formasi dengan metode Indonesia Equation
1
√Rt=[Vclay (1−−0,324
√Rclay )+Øem /2
√axRw ] xSwn /2
.....................(3-29)
25
B. Penentuan Permeabilitas transform
Evaluasi dan karakterisasi reservoir mempunyai tingkat ketidakpastian yang
cukup besar. Salah satu sifat fisik di dalam reservoir yang sulit diprediksi dan
selalu menjadi permasalahan dalam melakukan evaluasi serta karakterisasi
reservoir yaitu distribusi permeabilitas, terutama pada reservoir yang heterogen.
Permebilitas adalah kemampuan suatu material untuk mengalirkan fluida.
Estimasi permebilitas pada batuan karbonat tidak selalu mengikuti hubungan
antara porositas dan permebilitas, seperti halnya di batuan klastik (pasir). Karena
distribusi dan ukuran saluran pori di batuan karbonat seperti vuggy, interparticle
berpengaruh terhadap permebilitas.
Pengukuran nilai permeabilitas diperoleh dari analisa core. Variasi ukuran
dan geometri pori batuan yang kompleks (heterogen) maka akan mempersulit
dalam melakukan analisa, sehingga dengan memahami lithofasies merupakan
salah satu kunci untuk dapat mengetahui karakterisasi reservoir, sehingga dapat
mengurangi ketidakpastian dalam evaluasi dan karakterisasi reservoir.
Estimasi permebilitas menggunakan Single Transformation. Menggunakan
hasil persamaan dari crossplot antara porositas core dengan permebilitas core.
Pada estimasi permebilitas menggunakan Single Transformation persamaan sesuai
dengan hydraulic flow unit (HFU) dari hasil perhitungan flow zone indikator (FZI)
Konsep Hydraulic Flow Unit (HFU) didefinisikan sebagai volume yang
mewakili volume total batuan reservoir yang termasuk sifat sifat geologi, dimana
sifat ini mengontrol aliran fluida yang secara internal bersifat dan dapa
diperkirakan dengan sifat fisik batuan lainnya. Jadi Hydraulic Flow Unit
berhubungan dengan penyebaran fasies geologi akan tetapi tidak selalu bertepatan
dengan batas fasies. Bagaimanapun, sebuah hydraulic unit dapat terdiri dari
beberapa tipe fasies batuan tertentu, tergantung pada tekstur pengendapan dan
kandungan mineraloginya. Pengelompokan batuan berdasar pada prinsip geologi
dalam atribut aliran merupakan dasar dari klasifikasi hydraulic unit.
Pada dasarnya metoda Hydraulic Flow Unit ini membedakan batuan
berdasarkan zona yang memiliki karakteristik aliran yang serupa. Dari metoda ini
diperkirakan mendapatkan hasil pendekatan permeability transform yang lebih
26
baik. Setelah diperoleh permeability transform berdasarkan HFU maka dilakukan
validasi dengan plot antara permeabilitas hasil korelasi vs permeabilitas core.
Perbandingan dan pemilihan hasil korelasi antara metode konventional dengan
HFU dengan melihat nilai r2 (varians) hasil validasi antara permeabilitas hasil
korelasi vs permeabilitas core.
Dalam melakukan perkiraan permeabilitas dengan menggunakan Hydraulic
Flow Unit (HFU), maka tahapan yang perlu dilakukan adalah sebagai berikut:
1. Melakukan crossplot data porositas vs permeabilitas dengan teknik
konvensional
2. Melakukan perhitungan RQI (Reservoir Quality Index), Phi Z (normal
porosity), dan FZI (Flow Zone Indikator) untuk setiap data core dan
kemudian melakukan crossplot antara RQI vs Phi Z. Perhitungan RQI, Phi
Z, dan FZI dilakukan dengan menggunakan persamaan dibawah ini:
a. Reservoir Quality Index (RQI)
RQI=0 .0314 √k
Φz
.......................................... (3-30)
b. Normal Porosity (Phi Z)
Øz=Øeff
1−Øeff.................................................... (3-31)
c. Flow Zone Indicator (FZI)
F ZI=RQI
Øz
..................................................... (3-32)
3. Sebelum membagi kumpulan plot tersebut kedalam zonasi, maka lakukan
dahulu analisis histogram untuk menentukan banyaknya kumpulan data
(zonasi), banyaknya zonasi ditandai dengan banyaknya nilai modus pada
histogram tersebut.
27
4. Setelah banyaknya zonasi diketahui, maka lakukan pengelompokan data
untuk setiap FZI dan hitung nilainya.
5. Setiap kelompok kemudian dianalisi jenis fasiesnya, hal dilakukan dengan
menganalisis data batuan berupa slab dan thin section.
6. Dalam mengaplikasikan serta memvalidasi kebenaran dari korelasi yang
dimiliki untuk setiap fasies, maka data porositas dari data log harus di
transform kan dahulu terhadap data core, persamaan porositas transform
inilah yang kemudian akan digunakan pada sumur yang hanya memiliki
data porositas dari data log.
7. Setelah nilai porositas transform diperoleh maka dapat dihitung nilai
permeabilitas dari nilai FZI maupun persamaan permeabilitas konvensional
hasil dari re-plotting zonasi HFU.
8. Setelah keduanya menghasilkan nilai permeabilitas maka dilakukan plot
permeabilitas terhadap depth untuk k hasil dari FZI, re-plotting dan data
core sebagai validasi dari kebenaran perhitungan yang dilakukan.
3.2.3. Interpretasi dengan Software Interactive Petrophysic
Interactive Petrophysic (IP) merupakan suatu software yang berguna untuk
memudahkan pekerjaan dalam meng-interpratsikan pembacaan logging. User IP
dapat melakukan interpretasi seperti : Mineral Solver, penentuan lithologi batuan,
penentuan Vshale, penentuan porositas batuan, perhitungan Rw, perhtungan cutoff
batuan, analisa kualitas log, analisa multi zone, analisa multi well serta penentuan
saturasi air (Sw). Adapun prosedur dalam menggunakan IP, yaitu :
1. INPUT DATA
a. Input Data LAS
Klik Input/Output pada software IP.
Klik Load Data, pilih jenis data yaitu LAS/LBS.
Pilih data las yang digunakan pada folder penyimpanan data, maka
muncul tampilan seperti Gambar 3.13
28
Sesuaikan type dan satuan logging yang telah di run, klik load dan
close
Gambar 3.13. Input Data Las (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
b. Input data ASCII
Klik Input/Output pada software IP.
Klik Load Data, pilih jenis data yaitu ASCII Load
Pilih data ASCII (Notepad) pada folder penyimpanan data
Sesuaikan pembacaan curve pada data core dalam bentuk
preview notepad dibawahnya (GDCore, permcore, phicore,
depth), klik load dan close Gambar 3.14.
29
Gambar 3.14 Input ASCII Data (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
c. Input data Header log:
Klik icon Manage Header Log Info
Input parameter pemboran seperti kedalaman total, ground
level elevation (GL), derrick floor elevation (DF), Koordinat
sumur, resistivity mud (Rm), temperatur Rm, resistivity mud
filtrate (Rmf), temperatur Rmf, resistivity mud cake (Rmc),
temperatur Rmc. Seperti pada Gambar 3.15.
Gambar 3.15 Input Data Header Log (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
d. Load Formation data
Klik Input/Output pada software IP.
Klik Load Data, pilih jenis data yaitu Load Zone Tops
30
Klik New Tops dan masukkan nama “Formation” pada Zone
Set Name Gambar 3.16
Buka data Zone Formation (Excel) dan copy ke IP Edit Zone
Tops, klik OK
Gambar 3.16 Load Formation Zone (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
e. Input gradient temperatur:
Klik Calculate, klik Temperature Gradient.
Input temperature permukaan (Ts), bottom hole temperatur
(BHT), kedalaman total seperti pada Gambar 3.17.
Gambar 3.17 Input Temperature Gradient (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
2. KOREKSI LINGKUNGAN LUBANG BOR :
31
Klik Calculation
Klik Enviromental Corrections
Pilih Vendor Tools (Schlumberger, Baker Atlas, Baker Huges,
Halliburton)
Koreksi setiap jenis log yang digunakan seperti pada Gambar 3.18
Gambar 3.18 Enviromental Corrections (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
3. PRINT OUT CHART KOMBINASI LOG :
Klik pada toolbar
Klik Program Default
Klik Triple Combo, seperti pada Gambar 3.19
32
Gambar 3.19 Print Out Chart Kombinasi Log (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
4. INTERPRETASI DATA :
a. Interpretasi kedalaman zona porous :
Klik kanan chart log pada track “depth”
Pilih Split Zone pada zona yang dianggap porous (top dan bottom)
seperti pada Gambar 3.20
Gambar 3.20 Split Porous Zone (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
b. Interpretasi Vshale :
33
Klik Interpretation pada software IP
Klik Clay Volume, pilih metode penentuan Vshale berdasarkan
jenis log seperti pada Gambar 3.21
Klik Run
Gambar 3.21 Interpretasi Vshale (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
c. Koreksi Sand dan Shale Baseline :
Pada setiap track chart log (GR, LLd, NPHI, RHOB) terdapat garis
merah (sand baseline) dan garis hijau (shale baseline)
Atur letak garis tersebut agar didapatkan nilai Sand Baseline dan
Shale Baselinenya Gambar 3.22.
Sand Baseline
ShaleBaseline
34
Gambar 3.22 Koreksi Sand dan Shale Baseline (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
d. Korelasi Antar Sumur (Korelasi Stratigrafi)
Adalah suatu operasi dimana satu titik dalam kolom stratigrafi
disambungkan dengan titik-titik yang lain pada kolom kolom
stratigrafi lainnya dengan pengertian bahwa titik tersebut berada pada
bidang perlapisan yang sama. Langkah dalam multi well correlation ini
yaitu :
Klik icon
Pilih jumlah well yang akan dikorelasikan
Pilih Marker Formation pada kolom Zone Set
Checklist kolom Fit, sehingga korelasi lapisan antar sumur dapat
diketahui seperti pada Gambar 3.23
Gambar 3.23 Korelasi Antar Sumur (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
e. Penentuan Resistivitas air (Rw)
35
Penentuan Rw dan sementasi batuan software IP diketahui dengan
Picket Plot, langkah – langkah pembuatan picket plot dengan software
IP :
Klik kanan pada kolom resistivity
Klik RLA5 / PHIE, maka muncul picket plot (Resistivity Vs
Porosity)
Drag garis Sw 100% ke titik nilai resistivity terendah di zona
porous, sehingga nilai Rw dan sementasi dapat diketahui, seperti
pada Gambar 3.24
Gambar 3.24 Picket Plot (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
f. Interpretasi Porositas batuan (Ø) dan Saturasi air (Sw) :
Klik Interpretation
36
Klik Porosity and Saturation Water
Input log curve yang digunakan, pilih model porosity dan metode
penentuan saturasi yang digunakan, model porosity yang digunakan
adalah model Neutron - Density, persamaan saturasi yang
digunakan adalah Indonesian equation, seperti pada Gambar 3.25.
plot hasil analisa dengan interactive petrophysic dapat dilihat pada
Gambar 3.26
Klik Ok
Gambar 3.25Interpretasi Porositas Dan Saturasi Air (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
37
Gambar 3.26 Contoh Hasil Interpretasi Dengan Software IP (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
4. Setelah mendapatkan Cut-off parameter. Tentukan kedalaman lapisan net
pay zone dengan klik Interpretation – Cutoff and Summation kemudian
run, sehingga muncul tampilan seperti Gambar 3.27, hapus zona yang
tidak prospek.
Gambar 3.27Net Pay Zone (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)
3.3. METODE CUT-OFF RESERVOIR
38
Cut off reservoir didefinisikan sebagai suatu harga tertentu, dimana diatas
atau dibawah harga tersebut parameter reservoir tidak berlaku lagi untuk
dipertimbangkan. Penentuan cut off reservoir dilakukan dengan plot variabel-
variabelnya pada kertas kartesian sehingga didapatkan suatu trend garis lurus yang
mewakili semua data dan kemudian ditentukan cut off reservoir tersebut. Fungsi
cut off reservoir adalah untuk mengeliminir nilai-nilai parameter reservoir yang
dapat dianggap mempengaruhi potensi sebagai bagian reservoir yang produktif
dengan mempertimbangkan faktor ekonomi.
Cut off reservoir dapat ditentukan berdasarkan analisa data reservoir
dengan metode coring, well logging dan well testing. Sedangkan parameter
reservoir yang dapat ditentukan cut off-nya adalah :
1. Cut Off Porositas
2. Cut Off Saturasi air
3. Cut Off Vshale
Cara penentuan cut-off Vshale dan porositas batuan efektif dilakukan
dengan membuat grafik plot Vshale (sumbu y) dan porositas batuan efektif
(sumbu x). Harga porositas batuan efektif dan Vshale diambil dari interpretasi
logging yang telah di uji sumur (DST Test / MDT Test), dari hasil uji sumur
tersebut dapat diketahui adanya aliran (flow) dan yang tidak (no flow) dan pada
zona porous atau pada interval perforasi (zona interest), harga porositas batuan
pada zona porous tersebut diplot dengan harga Vshale, contoh penentuan cut-off
Vshale dan cut-off saturasi seperti pada Gambar 3. 28.
39
Gambar 3.28Penentuan Cut-Off Porositas Batuan Dan Vshale (Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir)
Pada Gambar 3.29, zona flow merupakan zona yang teridentifikasi adanya
aliran fluida (minyak, gas dan air) setelah dilakukan uji sumur, sementara zona
yang tidak flow merupakan zona tanpa adanya aliran fluida (minyak, gas, air)
yang disebabkan adanya Vshale yang menghambat aliran fluida.
Apabila dari hasil uji sumur (tes sumur) menunjukan semuanya mengalir
(Flow), maka dalam penentuan cut-off dapat dilakukan berdasarkan laju aliran,
yaitu membuat grafik hubungan antara porositas atau Vshale dengan laju alir
produksi, kemudian tarik garis terdalam yang memiliki trend menurun, untuk
penentuan cut-off porositas, dengan cara yang sama tarik garis terluar untuk
penentuan cut-off Vshale seperti pada Gambar 3.29
Gambar 3.29Penentuan Cut-off Vshale Dan Por Batuan Dengan Laju Alir (Pedoman Study Geology)
Penentuan cut-off saturasi air (Sw) dilakukan dengan memplot Water Cut
(sumbu y) dengan saturasi air (sumbu x), dimana water cut dihitung dengan
fracrional flow, fractional flow dapat ditentukan dengan adanya data
40
permeabilitas relatif minyak (Krw) dan permeabilitas relatif air (Krw) persamaan
fraksi aliran sebagai berikut:
fw= 1
1+( μwμo
× krokrw )
....................................................................(3-33)
dan, contoh penentuan cut off saturasi air seperti pada Gambar 3.30
Gambar 3.30 Contoh Penentuan Cut-off Saturasi Air (Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir)
3.4. PENENTUAN ZONA INDIKASI HIDROKARBON
41
Zona indikasi hindikasi hidrokarbon diketahui dari defleksi tertentu dari
masing-masing jenis log. Untuk log Gamma Ray dapat diketahui dari defleksi
yang cenderung ke kiri (clean sand), untuk log resistivity dengan kedalaman
investigasi terjauh akan menunjukan defleksi ke kanan, dan log porosity (density
dan neutron) akan menunjukan defeleksi saling menyilang (cross over).
Sedangkan ntuk membedakan antara lapisan porous yang produktif dan lapisan
porous yang tidak produktif dari suatu formasi berdasarkan dari nilai cut-off
Vshale, cut-off porositas batuan efektif, dan cut-off saturasi air. Suatu lapisan yang
produktif jika Vshale lapisan produktif lebih kecil dari Vshale cut-off (Vshaleprod <
Vshalecf), porositas batuan untuk lapisan produktif lebih besar dari porositas
batuan cut-off (Øprod > Øcf) dan saturasi air untuk lapisan produktif lebih kecil dari
saturasi air cut-off (Swprod < Swcf).
3.5. PERBANDINGAN HASIL PARAMETER PETROFISIK MANUAL
DAN IP
Perbandingan digunakan untuk menentukan persentase besarnya perbedaan
perhitungan antara manual dengan software interactive petrophysic.
Penentuan persentase hasil φ efektif dengan persamaan 3-30.
φe manual− φe software IPφe software IP
×100 %........................................... (3-34)
Penentuan persentase saturasi air dengan persamaan 3-31.
Sw manual− Sw software IPSw software IP
×100%......................................... (3-35)
Penentuan persentase cut-off Vshale dengan persamaan 3-32
Vshale manual− Vshale software IPVshale software IP
×100 %.............................(3-36)
42
3.6. ANALISA PERKIRAAN CADANGAN DENGAN METODE
VOLUMETRIK
Menurut SPE (1977) cadangan merupakan sejumlah minyak dan gas yang
diharapkan dapat diperoleh secara besar pada masa yang akan datang dari yang
sudah terakumulasi dan diketahui sebelumnya. Pada metode volumetric data-data
yang diperlukan untuk perkiraan cadangan antara lain adalah:
1. Data porositas (dari analisa log neutron-density dan log listrik).
2. Data log resistivity dan analisa core untuk mendapatkan data Sw.
3. Pembuatan peta isopach untuk mendapatkan luas area dan ketebalan
lapisan sehingga diperoleh besarnya volume bulk.
4. Data analisa fluida reservoir untuk memperoleh Bo dan Bg.
Original Oil In Place (OOIP) merupakan jumlah minyak mula-mula yang
menempati suatu reservoir. Data yang diperlukan untuk perkiraan cadangan secara
volumetric adalah bulk volume (Vb), porositas batuan (), saturasi air (Sw), dan
faktor volume formasi minyak pada kondisi mula-mula (Boi). Dalam bentuk
persamaan maka dapat ditunjukkan sebagai berikut :
OOIP = 7758Vb . Ф .(1−Sw)
Boi............................................................(3-37)
top related