Menu

barkunJust another WordPress.com site

Aplikasi Well Logging dalam Evaluasi Formasi

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Masalah

Saat ini teknologi di dalam eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi telahberkembang dengan pesat. Hal tersebut sangat diperlukan mengingat hargaminyak dan gas bumi yang semakin meningkat sehingga perlu dilakukan eksplorasiterhadap sumur minyak baru maupun peningkatan produksi terhadap sumurminyak yang telah ada sebelumnya.

Sebelum dilakukan pengeboran kita harus melakukan evaluasi formasi untukmengetahui karakteristik formasi batuan yang akan di bor. Berbagai macam metodedigunakan untuk mengetahui karakteristik formasi baik melalui analisis batu inti,analisis cutting, maupun analisis data well logging. Analisis well logging saat inibanyak digunakan karena biayanya yang relatif lebih murah dan kualitas datanyayang akurat. Untuk itu perlu dilakukan pembahasan mengenai “Aplikasi WellLogging di dalam Evaluasi Formasi”.

1.2 Maksud dan Tujuan

1.2.1 Maksud

Maksud dari penulisan referat ini adalah untuk mengetahui aplikasi well logging didalam evaluasi formasi.

1.2.2 Tujuan

Tujuan penulisan referat ini adalah sebagai berikut:

Untuk mengetahui apa yang dimaksud dengan evaluasi formasi1. Untuk mengetahui apa itu well logging2. Untuk mengetahui jenis-jenis log dan karakteristiknya3. Untuk mengetahui kegunaan data well logging tersebut dalammengidentifikasi reservoar, memperkirakan litologi, memperkirakankandungan fluida, menghitung porositas, menghitung permeabelitas, danmenghitung saturasi.

4.

1.3 Rumusan Masalah

Dalam referat ini yang akan dibahas adalah:

Apa yang dimaksud dengan well logging1. Apa yang dimaksud dengan evaluasi formasi2. Jenis-jenis log dan karakteristiknya3. Aplikasi data well logging tersebut dalam mengidentifikasi reservoar,memperkirakan litologi, memperkirakan kandungan fluida, menghitungporositas, menghitung permeabelitas, dan menghitung saturasi

4.

BAB II

EVALUASI FORMASI

2.1 Ruang Lingkup Evaluasi Formasi

Evaluasi formasi batuan adalah suatu proses analisis ciri dan sifat batuan di bawahtanah dengan menggunakan hasil pengukuran lubang sumur (Harsono, 1997).Evaluasi formasi membutuhkan berbagai macam pengukuran dan analisis yangsaling melengkapi satu sama lain. Tujuan utama dari evaluasi formasi adalah untukmengidentifikasi reservoar, memperkirakan cadangan hidrokarbon, danmemperkirakan perolehan hidrokarbon (Harsono, 1997).

2.2 Metode –Metode Evaluasi Formasi

Evaluasi formasi umumnya dilakukan secara berurutan dan sistematis. Daerah yangdianggap berpotensi mengandung hidrokarbon awalnya ditentukan melalui surveiseismik, gravitasi, dan magnetik (Bateman, 1985). Setelah daerah tersebut dibor selanjutnya dilakukan mud logging dan measurements while drilling (MWD) ; setelahitu bisa dilakukan pengambilan batu inti (Bateman, 1985). Saat mata bor tersebuttelah mencapai kedalaman tertentu maka logging dapat dilakukan. Penjelasanmengenai metode – metode yang digunakan dalam evaluasi formasi adalah sebagaiberikut :

2.2.1 Mud Logging

Mud logging merupakan proses mensirkulasikan dan memantau perpindahan muddan cutting pada sumur selama pemboran (Bateman, 1985). Menurut Darling(2005) terdapat dua tugas utama dari seorang mud logger yaitu :

Memantau parameter pengeboran dan memantau sirkulasi gas/cairan/padatan dari sumur agar pengeboran dapat berjalan dengan aman danlancar.

1.

2. Menyediakan informasi sebagai bahan evaluasi bagi petroleumengineering department.

2.

Mud-logging unit akan menghasilkan mud log yang akan dikirim ke kantor pusatperusahaan minyak. Menurut Darling (2005), mud log tersebut meliputi:

Pembacaan gas yang diperoleh dari detektor gas atau kromatografPengecekan terhadap ketidakhadiran gas beracun (H S, SO )Laporan analisis cutting yang telah dideskripsi secara lengkapRate of Penetration (ROP)Indikasi keberadaan hidrokarbon yang terdapat di dalam sampel

Mud log merupakan alat yang berharga untuk petrofisis dan geolog di dalammengambil keputusan dan melakukan evaluasi. Darling (2005) menyatakan bahwamud log digunakan untuk hal – hal berikut ini:

2 2

Identifikasi tipe formasi dan litologi yang diborIdentifikasi zona yang porous dan permeabelPicking of coring, casing, atau batas kedalaman pengeboran akhirMemastikan keberadaan hidrokarbon sampai pada tahap membedakan jenishidrokarbon tersebut apakah minyak atau gas

Deskripsi Cutting

Pekerjaan lain dari seorang mud logger adalah melakukan deskripsi cutting. Cuttingmerupakan material hasil hancuran batuan oleh mata bor yang dibawa oleh lumpurpemboran ke permukaan (Bateman,1985). Sebagian sampel dimasukkan ke dalamplastik polyethene sebagai sampel basah sementara sebagian sampel lain yangtelah dicuci dan dikeringkan dikenal sebagai sampel kering. Sampel yang telahdibersihkan diamati di bawah mikroskop yang ada di mud-logging unit. Hasildeskripsi kemudian diserahkan ke kantor pusat pengolahan data.

Agar informasi tersebut berguna maka ada standar deskripsi baku yang harusdilakukan. Darling (2005) menyatakan bahwa deskripsi tersebut harus meliputi:

Sifat butirTeksturTipeWarnaRoundness dan sphericitySortasiKekerasanUkuranKehadiran mineral jejak (misalnya pirit, kalsit, dolomit, siderit)Tipe partikel karbonatPartikel skeletal (fosil, foraminifera)Partikel non-skeletal (lithoclast, agregat, rounded particles)

Porositas dan permeabelitasTipe porositas (intergranular, fracture, vuggy)Permeabelitas (permeabelitas rendah, menengah, atau tinggi)Deteksi Hidrokarbon

Dapat dilakukan melalui natural fluorescence, solvent cut, acetone test, visiblestaining, dan analisis odor

2.2.2 Coring

Coring merupakan metode yang digunakan untuk mengambil batu inti (core) daridalam lubang bor (Bateman,1985). Coring penting untuk mengkalibrasi modelpetrofisik dan mendapat informasi yang tidak diperoleh melalui log.

Setelah pengeboran, core (biasanya 0,5 m setiap 10 menit) dibungkus dan dijagaagar tetap awet. Core tersebut mewakili kondisi batuan tempatnya semula beradadan relatif tidak mengalami gangguan sehingga banyak informasi yang bisadidapat. Informasi penting yang bisa didapat oleh seorang petrofisis dari data coretersebut menurut Darling (2005) antara lain:

Homogenitas reservoarTipe sementasi dan distribusi dari porositas dan permeabilitasKehadiran hidrokarbon dari bau dan pengujian dengan sinar ultravioletTipe mineralKehadiran fracture dan orientasinyaKenampakan dip

Keterbatasan Analisis Core

Data core tidak selalu akurat, menurut Darling (2005) ada sejumlah alasan yangmenyebabkan hal tersebut yaitu:

ü Suatu core diambil pada water leg, dimana proses diagenesis mungkin sajaterjadi, hal ini menyebabkan core tidak selalu dapat mewakili oil atau gas leg direservoar.

ü Coring dan proses pemulihannya menyebabkan tejadinya perubahan tekanandan suhu batuan sehingga bisa menyebabkan terjadinya perubahan struktur padabatuan tersebut

ü Proses penyumbatan, pembersihan, dan pengeringan dapat mengubahwettability dari sumbat sehingga membuatnya tidak bisa merepresentasikankondisi di bawah lubang bor.

ü Pengukuran resistivitas sumbat pada suhu lingkungan dengan menggunakanudara sebagai fluida yang tidak basah (nonwetting fluid) bisa tidakmerepresentasikan kondisi reservoar.

2.2.3 Well Logging

Well logging merupakan perekaman karakteristik dari suatu formasi batuan yangdiperoleh melalui pengukuran pada sumur bor (Ellis & Singer,2008). Data yangdihasilkan disebut sebagai well log. Berdasarkan proses kerjanya, logging dibagimenjadi dua jenis yaitu wireline logging dan logging while drilling bor (Ellis &Singer,2008). Wireline logging dilakukan ketika pemboran telah berhenti dan kabeldigunakan sebagai alat untuk mentransmisikan data. Pada logging while drilling,logging dapat dilakukan bersamaan dengan pemboran. Logging jenis ini tidakmenggunakan kabel untuk mentransmisikan data. Saat ini logging while drillinglebih banyak digunakan karena lebih praktis sehingga waktu yang diperlukan lebihefisien walaupun masih memiliki kekurangan berupa transmisi data yang tidaksecepat wireline logging.

2.3 Tujuan dari Evaluasi Formasi

Tujuan dari evaluasi formasi menurut Ellis & Singer (2008) adalah sebagai berikut:

Menentukan ada tidaknya hidrokarbon1.

Hal yang pertama kali dilakukan adalah menentukan apakah di formasi batuantersebut terdapat hidrokarbon, setelah itu ditentukan jenisnya, minyak atau gas

Menentukan dimana tepatnya hidrokarbon tersebut berada1.

Evaluasi formasi diharapkan mampu menjelaskan pada kedalaman berapahidrokarbon tersebut berada dan pada lapisan batuan apa saja

Menentukan berapa banyak kandungan hidrokarbon tersebut di dalamformasi

1.

Berapa banyak hidrokarbon yang terdapat di dalam formasi harus bisa diketahui.Aspek paling penting untuk mengetahui kandungan hidrokarbon adalah denganmenentukan porositas batuan karena hidrokarbon terdapat di dalam pori – poribatuan.

Menentukan apakah hidrokarbon tersebut potensial untuk diproduksi atautidak

1.

Untuk menentukan potensial atau tidaknya hidrokarbon yang berada di dalamformasi batuan membutuhkan banyak parameter yang harus diketahui. Parameteryang paling penting adalah permeabilitas batuan, faktor kunci lainnya adalah oilviscosity.

Evaluasi formasi dilakukan dengan mengkorelasikan data – data yang berasal darisumur bor. Evaluasi formasi menyediakan nilai porositas dan saturasi hidrokarbonsebagai fungsi kedalaman dengan menggunakan informasi geologi lokal dan sifatfluida yang terakumulasi di dalam reservoar bor (Ellis & Singer,2008). Variasiformasi batuan bawah permukaan yang sangat luas menyebabkan berbagaiperalatan logging harus digunakan untuk memperoleh hasil yang ideal bor (Ellis &Singer,2008).

BAB III

PENGERTIAN WELL LOGGING

3.1 Pengertian Log dan Well Logging

Log adalah suatu grafik kedalaman (bisa juga waktu), dari satu set data yangmenunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuahsumur (Harsono, 1997). Kegiatan untuk mendapatkan data log disebut ‘logging’Logging memberikan data yang diperlukan untuk mengevaluasi secara kuantitatifbanyaknya hidrokarbon di lapisan pada situasi dan kondisi sesungguhnya. Kurvalog memberikan informasi yang dibutuhkan untuk mengetahui sifat – sifat batuandan cairan.

Well logging dalam bahasa Prancis disebut carrotage electrique yang berarti“electrical coring”, hal itu merupakan definisi awal dari well logging ketika pertamakali ditemukan pada tahun 1927. Saat ini well logging diartikan sebagai“perekaman karakteristik dari suatu formasi batuan yang diperoleh melaluipengukuran pada sumur bor” (Ellis & Singer,2008). Well logging mempunyai maknayang berbeda untuk setiap orang bor (Ellis & Singer,2008). Bagi seorang geolog,well logging merupakan teknik pemetaan untuk kepentingan eksplorasi bawahpermukaan. Bagi seorang petrofisisis, well logging digunakan untuk mengevaluasipotensi produksi hidrokarbon dari suatu reservoar. Bagi seorang geofisisis, welllogging digunakan untuk melengkapi data yang diperoleh melalui seismik. Seorangreservoir enginer menggunakan well log sebagai data pelengkap untuk membuatsimulator. Kegunaan utama dari well logging adalah untuk mengkorelasikan pola –pola electrical conductivity yang sama dari satu sumur ke sumur lain kadang –kadang untuk area yang sangat luas bor (Ellis & Singer,2008). Saat ini teknologiwell logging terus berkembang sehingga dapat digunakan untuk menghitungpotensi hidrokarbon yang terdapat di dalam suatu formasi batuan.

Log adalah suatu grafik kedalaman (bisa juga waktu), dari satu set data yangmenunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuahsumur (Harsono, 1997). Log elektrik pertama kali digunakan pada 5 September1927 oleh H. Doll dan Schlumberger bersaudara pada lapangan minyak kecil diPechelbronn, Alsace, sebuah propinsi di timur laut Prancis (Ellis & Singer,2008).Log terus mengalami perkembangan dari waktu ke waktu. Pada tahun 1929 logresistivitas mulai digunakan, disusul dengan kehadiran log SP tiga tahun kemudian,selanjutnya log neutron digunakan pada tahun 1941 disusul oleh kehadiranmikrolog,laterolog, dan log sonic pada tahun 1950-an (Schlumberger,1989).

3.2 Macam – macam metode yang digunakan untuk memperoleh data log

Ellis & Singer (2008) membagi metode yang digunakan untuk memperoleh data logmenjadi dua macam, yaitu:

3.2.1 Wireline Logging

Pada wireline logging, hasil pengukuran akan dikirim ke permukaan melalui kabel(wire). Instrumen – instrumen yang terdapat pada alat ini (lihat gambar 3.1) adalah:

Mobile laboratory1. Borehole2. Wireline3. Sonde (lihat gambar 3.2)4.

Gambar 3.1 Alat-alat yang digunakan dalam wireline logging

(Ellis & Singer,2008 dengan modifikasi).

Untuk menjalankan wireline logging, lubang bor harus dibersihkan dan distabilkanterlebih dahulu sebelum peralatan logging dipasang (Bateman,1985). Hal yangpertama kali dilakukan adalah mengulurkan kabel ke dalam lubang bor hinggakedalaman maksimum lubang bor tersebut (Bateman,1985). Sebagian besar logbekerja ketika kabel tersebut ditarik dari bawah ke atas lubang bor. Kabel tersebutberfungsi sebagai transmiter data sekaligus sebagai penjaga agar alat loggingberada pada posisi yang diinginkan (Bateman,1985). Bagian luar kabel tersusunatas galvanized steel sedangkan bagian dalamnya diisi oleh konduktor listrik (Ellis& Singer,2008). Kabel tersebut digulung dengan menggunakan motorized drumyang digerakkan secara manual selama logging berlangsung (Ellis & Singer,2008).Drum tersebut menggulung kabel dengan kecepatan antara 300 m/jam (1000ft/jam) hingga 1800 m/jam (6000 ft/jam) tergantung pada jenis alat yangdigunakan (Ellis & Singer,2008). Kabel logging mempunyai penanda kedalaman(misalnya tiap 25 m) yang dicek secara mekanik namun koreksi kedalaman harusdilakukan akibat tegangan kabel dan pengaruh listrik (Bateman,1985).

Biaya sewa rig yang mahal dan logging pada sumur bor yang harus dilakukandengan seketika membuat alat logging modern saat ini dirancang agar bisamenjalankan beberapa fungsi sekaligus. Rangkaian triple-combo yang dimiliki olehSchlumberger misalnya dapat mengukur resistivitas, densitas, mikroresistivitas,neutron, dan gamma ray sekaligus (Harsono,1997). Apabila rangkaian tersebutditambahi dengan alat Sonik maka rangkaian yang dihasilkan disebut rangkaiansuper-combo (Harsono,1997). Kedua rangkaian tersebut mampu bekerja dengankecepatan 1800 ft/jam (Harsono,1997).

Data yang didapat melalui berbagai alat logging yang berbeda tersebut kemudiandiolah oleh CSU (Cyber service unit). CSU merupakan sistem logging komputerterpadu di lapangan yang dibuat untuk kepentingan logging dengan menggunakanprogram komputer yang dinamakan cyberpack (Harsono,1997). Sistem komputerCSU merekam, memproses dan menyimpan data logging dalam bentuk digitaldengan format LIS (Log Information Standard), DLIS (Digital Log-InterchangeStandard) atau ACSII (Harsono,1997). CSU juga berfungsi menampilkan data logdalam bentuk grafik (Harsono,1997).

Sistem komputer terbaru yang digunakan oleh Schlumberger adalah MAXIS

(Multiasking Acquisition and Imaging System). Sistem ini mampu mentransmisikandata lebih cepat dari sistem CSU. Tidak seperti sistem logging lainnya, sistemMAXIS mempunyai kemampuan menampilkan gambar atau citra berwarna daridata-data yang diukur dengan alat-alat logging generasi baru (Harsono,1997).Gambar atau citra data ini mempermudah karakterisasi reservoar dan interpretasidata di lapangan.

Gambar 3.2 Berbagai jenis alat logging.

Dari kiri ke kanan, dipmeter, alat sonik, alat densitas, dan dipmeter dengan banyakelektroda

((Ellis & Singer,2008).

Darling (2005) menyebutkan sejumlah kelebihan wireline logging sebagai

berikut:

Mampu melakukan pengukuran terhadap kedalaman logging secara otomatisKecepatan transmisi datanya lebih cepat daripada LWD, mampu mencapai 3Mb/detik.

Wireline logging juga mempunyai sejumlah kekurangan (Darling,2005) yaitu:

Sulit digunakan pada horizontal & high deviated well karena menggunakankabelInformasi yang didapat bukan merupakan real-time data

3.2.2 Logging While Drilling

Logging while drilling (LWD) merupakan suatu metode pengambilan data logdimana logging dilakukan bersamaan dengan pemboran (Harsono,1997). Hal inidikarenakan alat logging tersebut ditempatkan di dalam drill collar. Pada LWD,pengukuran dilakukan secara real time oleh measurement while drilling(Harsono,1997)..

Alat LWD terdiri dari tiga bagian yaitu: sensor logging bawah lubang bor, sebuahsistem transmisi data, dan sebuah penghubung permukaan (lihat gambar 3.3).Sensor logging ditempatkan di belakang drill bit, tepatnya pada drill collars (lenganyang berfungsi memperkuat drill string) dan aktif selama pemboran dilakukan(Bateman,1985). Sinyal kemudian dikirim ke permukaan dalam format digitalmelalui pulse telemetry melewati lumpur pemboran dan kemudian ditangkap olehreceiver yang ada di permukaan (Harsono,1997). Sinyal tersebut lalu dikonversidan log tetap bergerak dengan pelan selama proses pemboran. Loggingberlangsung sangat lama sesudah pemboran dari beberapa menit hingga beberapajam tergantung pada kecepatan pemboran dan jarak antara bit dengan sensor di

bawah lubang bor (Harsono,1997).

Layanan yang saat ini disediakan oleh perusahaan penyedia jasa LWD meliputigamma ray, resistivity, densitas, neutron, survei lanjutan (misalnya sonik). Tipe logtersebut sama (tapi tidak identik) dengan log sejenis yang digunakan pada wirelinelogging. Secara umum, log LWD dapat digunakan sama baiknya dengan log wirelinelogging dan dapat diinterpretasikan dengan cara yang sama pula (Darling,2005).Meskipun demikian, karakteristik pembacaan dan kualitas data kedua log tersebutsedikit berbeda.

Menurut Darling (2005), alat LWD mempunyai sejumlah keunggulan dibandingkandengan wireline logging yaitu:

Data yang didapat berupa real-time information

Informasi tersebut dibutuhkan untuk membuat keputusan penting selamapemboran dilakukan seperti menentukan arah dari mata bor atau mengatur casing.

Informasi yang didapat tersimpan lebih aman

Hal ini karena informasi tersebut disimpan di dalam sebuah memori khusus yangtetap dapat tetap diakses walaupun terjadi gangguan pada sumur.

Dapat digunakan untuk melintas lintasan yang sulit

LWD tidak menggunakan kabel sehingga dapat digunakan untuk menempuhlintasan yang sulit dijangkau oleh wireline logging seperti pada sumur horizontalatau sumur bercabang banyak (high deviated well).

Menyediakan data awal apabila terjadi hole washing-out atau invasi

Data LWD dapat disimpan dengan menggunakan memori yang ada pada alat danbaru dilepas ketika telah sampai ke permukaan atau ditransmisikan sebagai pulsapada mud column secara real-time pada saat pemboran berlangsung(Harsono,1997). Berkaitan dengan hal tersebut terdapat Darling (2005)menyebutkan sejumlah kelemahan dari LWD yang membuat penggunaannyamenjadi terbatas yaitu:

Mode pemboran: Data hanya bisa ditransmisikan apabila ada lumpur yangdipompa melewati drillstring.Daya tahan baterai: tergantung pada alat yang digunakan pada string,biasanya hanya dapat bekerja antara 40-90 jamUkuran memori: Sebagian besar LWD mempunyai ukuran memori yangterbatas hingga beberapa megabit. Apabila memorinya penuh maka data akan

mulai direkam di atas data yang sudah ada sebelumnya. Berdasarkansejumlah parameter yang direkam, memori tersebut penuh antara 20-120 jamKesalahan alat: Hal ini bisa menyebabkan data tidak dapat direkam atau datatidak dapat ditransmisikan.Kecepatan data: Data ditransmisikan tanpa kabel, hal ini membuatkecepatannya menjadi sangat lambat yaitu berkisar antara 0,5-12 bit/s jauhdibawah wireline logging yang bisa mencapai 3 Mb/s.

Gambar 3.3 Alat LWD

(http://hznenergy.com/loggingwhiledrilling)

BAB IV

MACAM – MACAM LOG

4.1 Log Natural Gamma Ray

Sesuai dengan namanya, Log Gamma Ray merespon radiasi gamma alami padasuatu formasi batuan (Ellis & Singer,2008). Pada formasi batuan sedimen, log inibiasanya mencerminkan kandungan unsur radioaktif di dalam formasi. Hal inidikarenakan elemen radioaktif cenderung untuk terkonsentrasi di dalam lempungdan serpih. Formasi bersih biasanya mempunyai tingkat radioaktif yang sangatrendah, kecuali apabila formasi tersebut terkena kontaminasi radioaktif misalnyadari debu volkanik atau granit (Schlumberger,1989)

Log GR dapat digunakan pada sumur yang telah di-casing (Schlumberger,1989).Log GR juga sering digunakan bersama-sama dengan log SP (lihat gambar 4.1)atau dapat juga digunakan sebagai pengganti log SP pada sumur yang dibordengan menggunakan salt mud, udara, atau oil-base mud (Schlumberger,1989).Log ini dapat digunakan untuk korelasi sumur secara umum

Gambar 4.1 Perbandingan antara kurva Gamma Ray dengan kurva SP dan Caliper(Ellis & Singer,2008)

Karakteristik Gamma Ray

Gamma ray dihasilkan oleh gelombang elektromagnetik berenergi tinggi yangdikeluarkan secara spontan oleh elemen radioaktif (Schlumberger,1989). Hampirsemua radiasi gamma yang ditemukan di bumi berasal dari isotop potassium yangmempunyai berat atom 40 (K ) serta unsur radioaktif uranium dan thorium(Schlumberger,1989).

Setiap unsur tersebut menghasilkan gamma rays dengan jumlah dan energi yangberbeda untuk masing – masing unsur. Potassium (K40) mengeluarkan gamma ray

40

sebagai energi tunggal pada 1,46 MeV, sedangkan uranium dan thoriummengeluarkan berbagai variasi gamma ray (Ellis & Singer,2008) (lihat gambar4,2).

Gambar 4.2 Distribusi sinar gamma dari tiga unsur radioaktif yang berbeda

(Ellis & Singer,2008).

Untuk melewati suatu materi, gamma ray bertumbukan dengan atom dari zatpenyusun formasi (Ellis & Singer,2008). Gamma ray akan kehilangan energinyasetiap kali mengalami tumbukan, Setelah energinya hilang, gamma ray diabsorbsioleh atom formasi melalui suatu proses yang disebut efek fotoelektrik (Ellis &Singer,2008). Jadi gamma ray diabsorbsi secara gradual dan energinya mengalamireduksi setiap kali melewati formasi. Laju absorbsi berbeda sesuai dengan densitasformasi (Schlumberger,1989). Formasi dengan jumlah unsur radioktif yang samaper unit volum tapi mempunyai densitas yang berbeda akan menunjukkanperbedaan tingkat radioaktivitas Formasi yang densitasnya lebih rendah akanterlihat sedikit lebih radioaktif. Respon GR log setelah dilakukan koreksi terhadaplubang bor dan sebagainya sebanding dengan berat konsentrasi unsur radioaktifyang ada di dalam formasi (Schlumberger,1989).

Persamaan yang digunakan adalah sebagai berikut:

Dimana

= densitas mineral radioaktif

= bulk volume factors mineral

= proportionally factors corresponding mineral radioaktif

= bulk density formasi

Peralatan

GR sonde memiliki detektor untuk mengukur radiasi gamma yang terjadi padaformasi di dekat sonde. Detektor scintillation umumnya digunakan untukpengukuran ini (Schlumberger,1989). Detektor ini lebih efisien dibandingkandengan detektor Geiger-Mueller yang digunakan di masa lalu (Schlumberger,1989).Panjang detektor ini hanya beberapa inchi sehingga detil formasi bisa diperolehdengan baik.

4.2 Spectral Gamma Ray Log

Sama seperti GR log, spectral gamma ray log mengukur radioaktivitas alami dariformasi. Namun berbeda dengan GR log yang hanya mengukur radioakivitas total,log ini dapat membedakan konsentrasi unsur potassium, uranium, dan thorium didalam formasi batuan (Schlumberger,1989).

Prinsip Pengukuran

Log spektral menggunakan detektor sodium iodide scintillation(Schlumberger,1989). Sinar gamma yang dikeluarkan oleh formasi jarang yanglangsung ditangkap oleh detektor. Hal ini disebabkan karena sinar tersebutmenyebar dan kehilangan energinya melalui tiga jenis interaksi dengan formasi;efek fotoelektrik, hamburan compton, dan produksi berpasangan (Ellis &Singer,2008). Karena tiga jenis interaksi tersebut dan respon dari detektor sodiumiodide scintillation, kurva yang dihasilkan mengalami degradasi sehingga menjadilebih lentur.

Gelombang energi yang dideteksi dibagi menjadi tiga jendela energi yaitu W1, W2,dan W3; dimana tiap – tiap jendela merefleksikan karakter dari tiga jenisradioaktivitas yang berbeda. Dengan mengetahui respon alat dan jumlah yangdihitung pada tiap jendela kita dapat mendeterminasi banyaknya thorium 232,uranium 238, dan potassium 40 yang ada di dalam formasi (Schlumberger,1989).

Tampilan Log

Log spektral merekam jumlah potassium, thorium, dan uranium yang ada di dalamformasi (Schlumberger,1989). Unsur – unsur tersebut biasanya ditampilkan didalam Track 2 dan 3 dari log . Konsentrasi thorium dan uranium ditampilkan dalambentuk berat per juta (bpj) sedangkan konsentrasi potassium ditampilkan dalambentuk persentase (Schlumberger,1989).

Jumlah total ketiga unsur radioaktif tersebut direkam di dalam kurva GR yangditampilkan di Track 1 (Schlumberger,1989). Respon total tersebut dideterminasiberdasarkan kombinasi linear dari konsentrasi potassium, uranium, dan thorium (Schlumberger,1989). Kurva GR standar ditampilkan dalam bentuk API units. Jikadiperlukan, nilai CGR juga bisa ditampilkan (lihat gambar 4.3). Nilai tersebutmerupakan jumlah sinar gamma yang berasal dari potassium dan thorium saja,tanpa uranium (Schlumberger,1989).

Gambar 4.3 Tampilan log Spektral Gamma Ray

(Ellis & Singer,2008).

4.3 Log SP

Log SP adalah rekaman perbedaan potensial listrik antara elektroda di permukaanyang tetap dengan elektroda yang terdapat di dalam lubang bor yang bergerakturun naik (Harsono,1997). Potensial listrik tersebut disebut ‘potentiels spontanes’,atau ‘spontaneous potentials’ oleh Conrad Schlumberger dan H.G. Doll yangmenemukannya (Rider,1996). Supaya SP dapat berfungsi, lubang harus diisi olehlumpur konduktif.

Secara alamiah, karena perbedaan kandungan garam air, arus listrik hanyamengalir di sekeliling perbatasan formasi di dalam lubang bor (Harsono,1997).Pada lapisan serpih, tidak ada aliran listrik sehingga potensialnya konstan. Hal inimenyebabkan kurva SP-nya menjadi rata dan menghasilkan garis yang disebutsebagai garis dasar serpih (shale base line) (lihat gambar 4.4). Kurva SP akanmenunjukkan karakteristik yang berbeda untuk tiap jenis litologi (lihat gambar 4.5)

Gambar 4.4 Pergerakan kurva SP di dalam lubang bor

(Dewan dalam Ellis & Singer,2008 dengan modifikasi)

Saat mendekati lapisan permeabel, kurva SP akan mengalami defleksi ke kiri(negatif) atau ke kanan (positif). Defleksi ini dipengaruhi oleh salinitas relatif dariair formasi dan lumpur penyaring (Harsono,1997). Jika salinitas air formasi lebihbesar daripada salinitas lumpur penyaring maka defleksi akan mengarah ke kirisebaliknya apabila salinitas lumpur penyaring yang lebih besar daripada salinitasair formasi maka defleksi akan mengarah ke kanan (Harsono,1997).

Penurunan kurva SP tidak pernah tajam saat melewati dua lapisan yang berbedamelainkan selalu mempunyai sudut kemiringan (Harsono,1997). Jika lapisanpermeabel itu cukup tebal maka kurva SP menjadi konstan bergerak mendekati nilaimaksimumnya sebaliknya bila memasuki lapisan serpih lain maka kurva akanbergerak kembali ke nilai serpih secara teratur (Harsono,1997).

Kurva SP tidak dapat direkam di dalam lubang bor yang diisi dengan lumpurnon-konduktif, hal ini karena lumpur tersebut tidak dapat menghantarkan aruslistrik antara elektroda dan formasi (Harsono,1997). Selanjutnya apabilaresistivitas antara lumpur penyaring dan air formasi hampir sama, defleksi akansangat kecil dan kurva SP menjadi tidak begitu berguna (Harsono,1997).

Gambar 4.5 Kenampakan kurva SP terhadap berbagai variasi litologi

(Asquith dalam Ellis & Singer,2008)

4.4 Log Densitas

Log densitas merekam bulk density formasi batuan (Schlumberger,1989). Bulkdensity merupakan densitas total dari batuan meliputi matriks padat dan fluidayang mengisi pori. Secara geologi, bulk density merupakan fungsi dari densitasmineral yang membentuk batuan tersebut dan volume fluida bebas yangmenyertainya (Rider,1996). Sebagai contoh, batupasir tanpa porositas mempunyaibulk density 2,65g/cm , densitasnya murni berasal dari kuarsa. Apabilaporositasnya 10%, bulk density batupasir tersebut tinggal 2,49g/cm , hasil rata –rata dari 90% butir kuarsa (densitasnya 2,65g/cm ) dan 10% air (densitasnya1,0g/cm ) (Rider,1996).

Prinsip Kerja

Sebuah sumber radioaktif yang diarahkan ke dinding bor mengeluarkan sinargamma berenergi sedang ke dalam formasi (Schlumberger,1989). Sinar gammatersebut bertumbukan dengan elektron yang ada di dalam formasi. Pada tiap kalitumbukan, sinar gamma kehilangan sebagian energinya yang diserap oleh elektron(Schlumberger,1989). Sinar gamma tersebut terus bergerak dengan energinyayang tersisa. Jenis interaksi ini dikenal sebagai hamburan Compton(Schlumberger,1989). Hamburan sinar gamma tersebut kemudian ditangkap olehdetektor yang ditempatkan di dekat sumber sinar gamma. Jumlah sinar gammayang kembali tersebut kemudian digunakan sebagai indikator dari densitas formasi(Schlumberger,1989).

Nilai hamburan Compton dipengaruhi oleh jumlah elektron yang di dalam formasi(Schlumberger,1989). Sebagai akibatnya, respon density tool dibedakanberdasarkan densitas elektronnya (jumlah elektron tiap centimeter kubik). Densitaselektron berhubungan dengan true bulk density yang bergantung pada densitasmatriks batuan, porositas formasi, dan densitas fluida yang mengisi pori(Schlumberger,1989).

Perlengkapan

Untuk mengurangi pengaruh dari mud column, maka detektor dan skidmountedsource harus dipasangi perisai (Schlumberger,1989). Sebuah koreksi diperlukanketika kontak antara skid dan formasi tidak sempurna. Jika hanya ada satu detektoryang digunakan, koreksi tidak mudah untuk dilakukan karena pengoreksianbergantung pada ketebalan, berat, dan komposisi mudcake atau mud interposed diantara skid dan formasi (Schlumberger,1989).

Pada formation density logging (FDC), digunakan dua buah detektor dengan ruangdan kedalaman yang berbeda (Schlumberger,1989). Dengan demikian maka koreksidapat lebih mudah dilakukan.

3

3

3

3

4.5 Log Neutron

Log Neutron digunakan untuk mendeliniasi formasi yang porous danmendeterminasi porositasnya (Schlumberger,1989). Log ini mendeteksikeberadaan hidrogen di dalam formasi. Jadi pada formasi bersih dimana pori – poritelah terisi oleh air atau minyak, log neutron merefleksikan porositas yang terisioleh fluida (Schlumberger,1989).

Zona gas juga dapat diidentifikasi dengan membandingkan hasil pengukuran logneutron dengan log porositas lainnya atau analisis core (Schlumberger,1989).Kombinasi log neutron dengan satu atau lebih log porositas lainnya dapatmenghasilkan nilai porositas dan identifikasi litologi yang lebih akuratdibandingkan dengan evaluasi kandungan serpih (Schlumberger,1989).

Prinsip Kerja

Neutron merupakan bagian dari atom yang tidak memiliki muatan namun massanyaekuivalen dengan inti hidrogen (Schlumberger,1989). Neutron berinteraksi denganmaterial lain melalui dua cara, yaitu melalui kolisi dan absorbsi: kolisi umumnyaterjadi pada tingkat energi tinggi sedangkan absorbsi terjadi pada tingkat energiyang lebih rendah (Schlumberger,1989).

Jumlah energi yang hilang setiap kali terjadi kolisi tergantung pada massa relatifinti yang betumbukan dengan neutron tersebut (Schlumberger,1989). Kehilanganenergi terbesar terjadi apabila neutron bertumbukan dengan material lain yangmemiliki massa sama dengannya, misalnya inti hidrogen (Schlumberger,1989) .Tumbukan dengan inti yang berat tidak akan terlalu memperlambat laju darineutron. Jadi, penurunan terbesar jumlah neutron yang kembali ditentukan olehseberapa besar kandungan air di dalam formasi batuan tersebut(Schlumberger,1989).

Dalam waktu beberapa mikrodetik, neutron yang telah diperlambat melalui kolisiakan bergerak menyebar secara acak tanpa kehilangan banyak energi(Schlumberger,1989). Neutron tersebut baru akan berhenti apabila ditangkap olehinti dari atom seperti klorin, hidrogen, atau silikon (Schlumberger,1989).

Saat konsentrasi hidrogen di dalam material yang mengelilingi sumber neutronbesar, sebagian besar neutron akan bergerak semakin lambat dan dapat ditangkappada jarak yang dekat dengan sumber (Schlumberger,1989). Sebaliknya, apabilakonsentrasi hidrogennya sedikit, neutron akan bergerak jauh dari sumbernya barukemudian ditangkap oleh inti atom lain (lihat gambar 4.6). Berdasarkan haltersebut maka kandungan hidrogen di dalam suatu formasi batuan dapatditentukan (Schlumberger,1989).

Gambar 4.6 Skema cara kerja log neutron

http://www.easternutd.com/pulseneutronlogging

Peralatan

Peralatan logging neutron meliputi GNT (gamma neutron tool) tool series, dan SNP(sidewall neutron porosity) tool (Harsono,1997). GNT merupakan detektor yang

sensitif terhadap energi tinggi sinar gamma dan panas dari neutron. GNT dapatdigunakan pada lubang bor dengan atau tanpa casing (Harsono,1997). Meskipunperlengkapan ini respon utamanya adalah terhadap porositas, GNT juga bisamendeteksi pengaruh akibat salinitas fluida, suhu, tekanan, ukuran lubang bor,mudcake, standoff, dan berat lumpur (Harsono,1997).

Pada peralatan SNP, detektornya hanya mampu mendeteksi neutron yang memilikienergi sekitar 0,4 eV (epitermal). Harsono (2007) menyebutkan sejumlahkeunggulan SNP dibandingkan dengan NGT yaitu:

Efek lubang bor lebih sedikitNeutron yang diukur adalah neutron epithermal, hal ini mengurangi efeknegatif dari penyerap neutron thermal kuat (seperti boron dan klorin) pada airformasi dan matriks.Koreksi yang diperlukan dilakukan secara otomatis oleh instrumen yang adadi permukaanSNP menghasilkan pengukuran yang baik pada lubang kosong

Perlengkapan SNP dirancang hanya bisa dioperasikan pada open holes, baik yangterisi oleh cairan maupun yang kosong. Diameter minimal lubang bor yangdiperlukan adalah 5 inchi (Harsono,1997).

Tampilan Log

Gambar 4.6 Tampilan log densitas dan log neutron (Ellis & Singer,2008).

4.6 Log Resistivitas

Log resistivitas adalah rekaman tahanan jenis formasi ketika dilewati oleh kuat aruslistrik, dinyatakan dalam ohmmeter (Schlumberger,1989). Resistivitas inimencerminkan batuan dan fluida yang terkandung di dalam pori-porinya.Reservoar yang berisi hidrokarbon akan mempunyai tahanan jenis lebih tinggi(lebih dari 10 ohmmeter), sedangkan apabila terisi oleh air formasi yangmempunyai salinitas ringgi maka harga tahanan jenisnya hanya beberapaohmmeter (Schlumberger,1989). Suatu formasi yang porositasnya sangat kecil(tight) juga akan menghasilkan tahanan jenis yang sangat tinggi karena tidakmengandung fluida konduktif yang dapat menjadi konduktor alat listrik(Schlumberger,1989). Menurut jenis alatnya, log ini dibagi menjadi dua yaitulaterolog, dipakai untuk pemboran yang menggunakan lumpur pemboran yangkonduktif dan induksi yang digunakan untuk pemboran yang menggunakan lumpurpemboran yang fresh mud (Harsono,1997). Berdasarkan jangkauan pengukuranalatnya, log ini dibagi menjadi tiga yaitu dangkal (1-6 inci), medium (1,5-3 feet)dan dalam (>3 feet).

Alat Laterolog1.

Alat DLT memfokuskan arus listrik secara lateral ke dalam formasi dalam bentuklembaran tipis (Harsono,1997). Ini dicapai dengan menggunakan arus pengawal(bucking current) yang berfungsi untuk mengawal arus utama (measured current)masuk ke dalam formasi sedalam-dalamnya. Dengan mengukur tegangan listrikyang diperlukan untuk menghasilkan arus listrik utama yang besarnya tetap,resistivitasnya dapat dihitung dengan hukum Ohm (Schlumberger,1989).

Sebenarnya alat DLT terdiri dari dua bagian, bagian pertama mempunyai elektrodayang berjarak sedemikian rupa untuk memaksa arus utama masuk sejauh mungkinke dalam formasi dan mengukur LLd, resistivitas laterolog dalam (Harsono,1997).Bagian lain mempunyai elektroda yang berjarak sedemikian rupa membiarkan arusutama terbuka sedikit, dan mengukur LLs, resistivitas laterolog dangkal(Harsono,1997). Hal ini tercapai karena arus yang dipancarkan adalah arusbolak-balik dengan frekuensi yang berbeda. Arus LLd menggunakan frekuensi28kHz sedangkan frekuensi arus LLs adalah 35 kHz (Harsono,1997).

Bila alat DLT mendekati formasi dengan resistivitas sangat tinggi atau selubungbaja, bentuk arus DLT akan terpengaruh (Harsono,1997). Hal ini akanmengakibatkan pembacaan yang terlalu tinggi pada LLd. Pengaruh ini dikenaldengan sebutan efek Groningen (Harsono,1997).

DLT generasi baru telah dilengkapi dengan suatu rangkaian elektronik yang mampumendeteksi dampak Groningen ini dengan menampilkan kurva LLg (Harsono,1997).Bila terdapat efek Groningan biasanya pembacaan LLg tidak sama dengan LLd padajarak anatara titik sensor dan torpedo kabel logging (Harsono,1997).

Alat Induksi1.

Terdapat beberapa jenis alat Induksi yaitu: IRT (Induction Resistivity Tool), DIT-D(Dual Induction Type-D), dan DIT-E (Dual Induction Type-E) (Harsono,1997).Alat-alat tersebut menghasilkan jenis log yang berbeda pula. IRT menghasilkan ISF(Induction Spherically Focussed), DIT-D menghasilkan DIL (Dual Induction Log)sedangkan DIT-E menghasilkan PI (Pahsor Induction) (Harsono,1997).

Prinsip ISF Log

Sonde terdiri dari dua set kumparan yang disusun dalam batangan fiberglassnon-konduktif (Harsono,1997). Suatu rangkaian osilator menghasilkan aruskonstan pada kumparan pemancar.

Berdasarkan hukum fisika kita tahu bahwa bila suatu kumparan dialiri arus listrikbolak-balik akan menghasilkan medan magnet, sebaliknya medan magnet akanmenimbulkan arus listrik pada kumparan (Harsono,1997). Hal ini menyebabkanarus listrik yang mengalir dalam kumparan alat induksi ini menghasilkan medanmagnet di sekeliling sonde (Harsono,1997). Medan magnet ini akan menhasilkanarus eddy di dalam formasi di sekitar alat sesuai dengan hukum Faraday.

Formasi konduktif di sekitar alat bereaksi seperti kumparan-kumparan kecil(Harsono,1997). Bisa dibayangkan terdapat berjuta-juta kumparan kecil di dalamkimparan yang menghasilkan arus eddy terinduksi (Harsono,1997). Arus eddyselanjutnya menghasilkan medan magnet sendiri yang dideteksi oleh kumparanpenerima. Kekuatan dari arus pada penerima sebanding dengan kekuatan darimedan magnet yang dihasilkan dan sebanding dengan arus eddy dan jugakonduktivitas dari formasi (Harsono,1997).

Perbandingan antara pengukuran Laterolog dan Induksi

Hampir setiap alat pengukur resistivitas saat ini dilengkapi dengan alat pemfokus.Alat tersebut berfungsi untuk mengurangi pengaruh akibat fluida lubang bor danlapisan di sekitarnya (Harsono,1997). Dua jenis alat pungukur resistivitas yang adasaat ini: induksi dan laterolog memiliki karakteristik masing-masing yangmembuatnya digunakan untuk situasi yang berbeda (Harsono,1997).

Log induksi biasanya direkomendasikan untuk lubang bor yang yang menggunakanlumpur bor konduktif sedang, non-konduktif (misalnya oil-base muds) dan padalubang bor yang hanya berisi udara (Harsono,1997). Sementara itu laterologdirekomendasikan pada lubang bor yang menggunakan lumpur bor sangatkonduktif (misalnya salt muds) (Harsono,1997).

Alat induksi, karena sangat sensitif terhadap konduktivitas baik digunakan padaformasi batuan dengan resistivitas rendah sampai sedang (Harsono,1997).Sedangkan laterolog karena menggunakan peralatan yang sensitif terhadapresistivitas sangat akurat digunakan pada formasi dengan resistivitas sedangsampai tinggi (Harsono,1997).

.

BAB V

APLIKASI WELL LOGGING DALAM EVALUASI FORMASI

5.1 Mengidentifikasi Reservoar

Indikator yang paling dapat dipercaya terhadap keberadaan reservoar adalahdengan melihat pergerakan dari log densitas dan log neutron, yaitu ketika logdensitas bergerak ke kiri (densitas rendah) dan bersinggungan atau bersilangandengan kurva neutron (Darling, 2005). Pada reservoar klastik, hampir tiapkeberadaan reservoar dihubungkan dengan log gamma ray. Pada sejumlah kecilreservoar, log GR tidak dapat digunakan sebagai indikator pasir karena kehadiranmineral radioaktif di dalam pasir. Serpih dapat dengan jelas dikenali sebagai suatuzona ketika log densitas berada di sebelah kanan dari log neutron, dicirikan dengannilai unit porositas sebesar 6 atau lebih (Darling, 2005).

Jadi crossover antara log densitas dan log neutron lebih baik digunakan untukmengidentifikasi reservoar. Zona gas akan menunjukkan nilai crossover yang lebihbesar daripada zona air dan minyak (Darling, 2005). Log densitas dan log neutronmerupakan hasil pengukuran statistik (diukur berdasarkan waktu kedatangan sinargamma pada detektor yang bersifat acak) sehingga tampilannya dapat tetapmeliuk-liuk walaupun berada pada litologi yang homogen (Darling, 2005). Olehkarena itu sangat berbahaya apabila kita membuat aturan ketat bahwa kurvadensitas harus berpotongan dengan kurva neutron untuk menyatakan bahwalapisan tersebut adalah net sand. Untuk sebagian besar reservoar, Darling (2005)menyarankan aturan – aturan berikut ini:

Menentukan pembacaan rata-rata GR pada clean sand (GR ) dan nilai serpih(GR ). Jangan gunakan nilai pembacaan terbesar yang teramati tapi gunakankenampakan secara umum yang teramati.Menentukan volume serpih, V sebagai (GR-GR )/(GR -GR ). Denganmembandingkan V terhadap respon densitas dan neutron, tentukan nilai Vyang akan digunakan sebagai cutoff. Umumnya nilai cutoff adalah 50%.

Jika GR tidak dapat digunakan sebagai indikator pasir, lakukan langkah yang samaseperti pada pengukuran net sand lalu gunakan nilai porosity cutoff.

sa

sh

sh sa sh sa

sh sh

5.2 Mengidentifikasi jenis fluida dan kontak antar fluida

Perhitungan porositas tergantung pada jenis fluida yang ada di dalam formasisehingga penting bagi kita untuk tahu mengenai prinsip keberadaan dan kontakfluida tersebut di dalam formasi (Darling, 2005). Jika tersedia informasi regionalmengenai posisi gas/oil contact (GOC) atau oil/water contact (OWC), hubungkankedalaman OWC atau GWC tersebut terhadap kedalaman sumur yang kita amatilalu tandai posisinya pada log (Darling, 2005).

Hal pertama yang dilakukan adalah membandingkan densitas dan pembacaanpaling besar dari log resistivitas untuk mengetahui kehadiran hirokarbon. Padaclassic response, resistivitas dan densitas akan terlihat seperti tremline (bergeraksearah ke kiri atau ke kanan) untuk pasir yang mengandung air dan membentukkenampakan seperti cermin ( bergerak berlawanan arah, yang satu ke kiri dan yangsatu kanan) pada pasir yang mengandung hidrokarbon (Darling, 2005). Meskipundemikian Menurut Darling (2005) tidak semua zona air dan hidrokarbon tidakmenunjukkan kenampakan seperti itu karena:

Ketika salinitas air formasi sangat tinggi, resistivitas clean sand juga akanturunPada shally sand zones yang mempunyai proporsi zat konduktif tinggi,resestivitasnya akan tetap kecil walaupun berfungsi sebagai reservoar.Jika pasir tersebut merupakan laminasi tipis yang terletak diantara serpih,maka resistivitasnya akan tertutupi oleh resistivitas serpih sehingga nilainyaakan tetap kecilJika sumur telah dibor dengan jauh melebihi kesetimbangan normal (very highoverbalance) maka invasi dapat menutupi respon hidrokarbonBila air formasi sangat murni (Rw tinggi) resistivitasnya dapat terlihat sepertihidrokarbon padahal merupakan water-bearing zones.

Sangat penting untuk melihat nilai absolut dari resistivitas dibandingkan sekedarmelihat kenampakan kurva densitas. Bila resistiviasnya lebih besar daripadaresistivitas air maka apapun bentuk kurvanya kita patut menduga bahwa di daerahitu berpotensi mengandung hidrokarbon (Darling,2005).

Apabila kita masih ragu di daerah tersebut ada hidrokarbon atau tidak maka kitabisa mengujinya dengan data mud log. Meskipun demikian data mud log tidakselalu bisa digunakan untuk mengetahui keberadaan hidrokarbon, khususnya bilapasirnya tipis dan overbalance tinggi (Darling, 2005). Selain itu beberapa gasminor akan terlihat hanya sebagai water bearing (Darling, 2005).

Seperti yang telah dinyatakan di awal, zona gas akan mempunyai crossover kurvaneutron dan densitas yang lebih besar daripada zona minyak (Darling, 2005). Padavery clean porous sand, GOC akan relatif lebih mudah untuk diidentifikasi. Meskipundemikian, GOC hanya teridentifikasi dengan benar pada sekitar 50% kasus(Darling,2005). Secondary gas caps yang muncul pada depleted reservoir biasanyatidak bisa diidentifikasi dengan menggunakan cara ini (Darling, 2005).. Formationpressure plots lebih bisa diandalkan untuk mengidentifikasi GOC namun biasanyahanya berguna pada virgin reservoirs (Darling, 2005) . Berbagai variasi crossplotdiusulkan di masa lalu untuk mengidentifikasi zona gas meliputi log GR, densitas,

neutron, dan sonik namun semuanya tidak bisa dijadikan sebagai acuan(Darling,2005). Pada depleted reservoir gas telah keluar melalui solution dari zonaminyak dan tidak bisa lagi mencapai kesetimbangan (Darling, 2005). Gas akantetap dalam bentuk football-sized pockets yang dikelilingi oleh minyak. Pada situasiseperti ini log dasar tidak akan bisa memberikan jawaban yang tepat (Darling,2005).

Cara yang paling tepat untuk mengidentifikasi zona gas adalah denganmenggunakan shear sonic log yang dikombinasikan dengan compressional sonic(Darling, 2005). Jika compressional velocity (Vp) / shear velocity (Vs) diplotkanterhadap Vp, deviasi akan terlihat pada zona gas karena Vp lebih dipengaruhi olehgas dibandingkan Vs (Darling, 2005).

5.3 Menghitung Porositas

Menurut Schlumberger (1989), porositas dapat dihitung dari log densitas denganmenggunakan persamaan:

ɸ =

dengan

rho = densitas matriks (g/cc)

rho = densitas fluida (g/cc)

Alat densitas bekerja dengan menginjeksikan sinar gamma ke dalam formasibatuan yang kemudian menghasilkan efek Compton scattering(Schlumberger,1989). Sinar gamma tersebut kemudian dideteksi oleh dua buahdetektor. Terdapat perbedaan densitas elektron yang disebabkan oleh perbedaanmineral sehingga sebaiknya dilakukan kalibrasi terhadap hasil pengukurandensitas. Koreksi tersebut sebenarnya sangat kecil (kurang dari 1%) sehinggatidak terlalu menjadi masalah (Schlumberger,1989).

Pada batupasir, rhom memiliki kisaran nilai antara 2,65 sampai 2,67 g/cc. Bila datacore regional tersedia, nilai tersebut dapat diambil dari nilai rata-rata pengukuranpada conventional core plugs (Schlumberger,1989). Densitas fluida (rhom)tergantung pada tipe lumpur pemboran, sifat fluida yang ada di formasi, dansebagian invasi yang terlihat pada log densitas (Schlumberger,1989).

Untuk menguji kelayakan nilai yang digunakan, Darling (2005) menyarankan tesberikut:

Bila informasi regional tersedia, zona porositas rata-rata dapat dibandingkandengan offset sumur.Pada banyak kasus, tidak ada lompatan nilai porositas yang teramati melewatikontak. Sebuah pengecualian dimana ada nilai porositas yang melewati OWCmerupakan efek diagenetik yang bisa saja terjadi.Pada batupasir umumnya porositasnya tidak lebih dari 36%.

m

f

Hal yang perlu diingat adalah bahwa porositas yang dihitung dengan menggunakanlog densitas merupakan nilai porositas total sehingga air yang terikat di dalampori-pori lempung (clay-bound water) tetap termasuk di dalamnya (Darling, 2005).Untuk itu hasil pengukuran log densitas perlu dibandingkan dengan hasil analisisbatu inti yang relatif lebih bisa menghilangkan pengaruh clay-bound water.

Dalam menghitung porositas, penting untuk memeriksa zona yang mengalamiwashout sehingga nilai densitasnya menjadi sangat tinggi tak menentu danmengakibatkan nilai porositas tinggi yang tidak realistis (Darling, 2005). Padasejumlah kasus zona tersebut dapat dikenali dari karakternya yang soft danmempunyai porositas tinggi. Meskipun demikian, pada sejumlah kasus perludilakukan pengeditan data log densitas secara manual dengan menggunakanpersamaan tertentu (Darling, 2005). Menurut Schlumberger (1989), estimasi yangpaling baik pada water-bearing section adalah dengan menggunakan resistivitassebenarnya (Rt) dan persamaan Archie sebagai berikut:

R = R * ɸ *

atau

S = [(R /R )*ɸ ]

dengan:

Rw = resistivitas air formasi

M = eksponen dari sementasi atau porositas

Sw = saturasi air

N = eksponen saturasi

Pada porositas efektif, pengukurannya agak berbeda. Pengertian porositas efektifagak berbeda untuk tiap orang namun menurut Darling (2005), “porositas efektifadalah porositas total dikurangi dengan clay-bound water .“ Persamaan untukmenghitung porositas efektif adalah sebagai berikut:

ɸ = ɸ * (1 – C*V )

Dengan C merupakan faktor yang tergantung pada porositas serpih dan CEC(caution exchange capacity). Nilai C dapat diperoleh dengan menghitung porositastotal dari serpih murni (Vsh=1) dan mengatur agar ɸ menjadi nol (Darling, 2005).Meskipun demikian sejumlah ahli meragukan apakah pengkoreksian denganmenggunakan asusmsi pada serpih non-reservoar bisa digunakan pada serpih yangbercampur pasir di reservoar (Darling, 2005). Hal ini menyebabkan sejumlah ahlitidak merekomendasikan penghitungan porositas efektif sebagai bagian dariquicklook evaluation (Darling, 2005).

Darling (2005) mengemukakan sejumlah alasan mengenai kelemahan penggunaancrossplot log densitas dan neutron di dalam menghitung porositas sebagai berikut:

t w-m

w t w m (-1/n)

eff total sh

eff

Log neutron dan densitas merupakan statistical devices dan sangatdipengaruhi oleh kecepatan logging, kondisi detektor, kekuatan sumber, danefek lubang bor. Kesalahan ketika dua buah alat yang bersifat acak tersebutdikomparasikan jauh lebih besar daripada ketika digunakan sendiri-sendiri.Neutron dipengaruhi oleh kehadiran atom klorin di dalam formasi. Klorinterdapat di dalam air formasi dan pada mineral lempung. Hal ini menyebabkanporositas yang dibaca oleh log neutron hanya akurat pada daerah yang tidakmengandung kedua hal tersebut.Neutron juga dipengaruhi oleh kehadiran gas tertentu

5.4 Menghitung Permeabilitas

Permeabilitas merupakan kemampuan lapisan untuk melewatkan suatu fluida(Darling, 2005). Agar permeabel, suatu batuan harus mempunyai porositas yangsaling berhubungan (vugs, capillaries, fissures, atau fractures). Ukuran pori, bentukdan kontinuitas mempengaruhi permeabilitas formasi (Darling, 2005).

Satuan permeabilitas adalah darcy. Satu darcy adalah kemampuan lapisan untukmelewatkan satu kubik centimeter per detik fluida dengan viskositas satu centiposemelewati area seluas satu sentimeter persegi dibawah tekanan sebesar satuatmosfer per sentimeter (Schlumberger,1989). Satu darcy merupakan unit yangsangat besar sehingga pada prakteknya satuan milidarcy (md) lebih seringdigunakan (Schlumberger,1989).

Permeabelitas formasi batuan sangat bervariasi dari 0,1 md sampai lebih dari10.000 md (Schlumberger,1989). Penentuan batas minimal permeabelitas untukkepentingan komersial dipengaruhi oleh sejumlah faktor yaitu: produksi minyakatau gas, viskositas hidrokarbon, tekanan formasi, saturasi air, harga minyak dangas, kedalaman sumur, dan lain-lain (Schlumberger,1989).

Saat dua atau lebih fluida yang tidak bisa menyatu (misalnya air dan minyak) hadirdalam formasi batuan, kedua fluida tersebut bergerak saling mengganggu(Schlumberger,1989). Permeabelitas efektif aliran minyak (ko) atau aliran air (kw)kemudian menjadi berkurang (Schlumberger,1989). Selain itu jumlahpermeabelitas efektif selalu lebih rendah atau sama dengan jumlah permeabilitasabsolut (k). Permeabelitas efektif tidak hanya dipengaruhi oleh batuan itu sendiritetapi juga dipengaruhi oleh jumlah dan karakteristik fluida yang ada di dalam poribatuan (Schlumberger,1989).

Permeabilitas relatif merupakan rasio permeabelitas efektif terhadap permeabilitasabsolut (Schlumberger,1989). Jadi permeabelitas relatif dari air (krw) sebandingdengan kw/k sedangkan permeabelitas minyak (kro) setara dengan ko/k(Schlumberger,1989). Hal tersebut menjelaskan mengapa permeabelitas relatifbiasanya dinyatakan dalam persentase atau pecahan dan nilainya tidak pernahmelebihi 1 atau 100% (Schlumberger,1989).

Pada sejumlah kasus, terdapat hubungan antara nilai porositas denganpermeabelitas. Hal tersebut mendorong sejumlah peneliti untuk merumuskan

hubungan antara kedua faktor tersebut dalam bentuk persamaan. Wyllie dan Rosemenngeluarkan persamaan k = Cɸ* / (Swi) y yang dirumuskan berdasarkanhubungan antara permeabelitas dan irreducible water saturation(Schlumberger,1989). Ketergantungan permeabelitas terhadap porositas tidakdijelaskan melalui persamaan tersebut (Schlumberger,1989).

Berdasarkan persamaan Wyllie dan Rose tersebut sejumlah peneliti mengeluarkanberbagai macam persamaan yang bisa digunakan untuk menghitung permeabelitasberdasarkan porositas dan irreducible water saturation yang didapat dari data welllog sebagai berikut:

Tixier

k = 250 (ɸ /S )

Timur

k = 100 (ɸ /S )

Coastes-Dumanoir

k = (300/w ) (ɸ /S )

Coates

k = 70 ɸ (1-S ) / S

dengan

k = permeabelitas

ɸ = porositas

S = irreducible water saturation

w = parameter tekstural yang berhubungan dengan eksponen sementasi dansaturasi, w

Jika irreducible water saturation telah dapat ditentukan maka permeabelitas efektifdan permeabelitas relatif bisa dihitung. Hubungan tersebut diusulkan oleh ParkJones yang mengeluarkan perhitungan yang masuk akal untuk shaly dan shalysand (Schlumberger,1989)

K = [(S -S )/(1-S )]

dan

K = (S -S ) /(1-S )

Dimana K dan K merupakan permeabelitas relatif untuk air dan minyak; Smerupakan irreducible water saturation; dan S merupakan saturasi air sebenarnya.Saturasi air menunjukkan porositas yang berasosiasi dengan pasir bersih,non-shaly rock matrix (Schlumberger,1989).

Permeabelitas efektif air dan minyak dapat dihitung dengan persamaan

1/2 3wi

1/2 2,25wi

1/2 4 3wi

w

1/2 e

2wi wi

wi

rw w wi wi3

ro w wi2,1

wi2

rw ro wi

w

berikut:

k = k k

dan

k = k k

dimana k dan k merupakan permeabelitas efektif air dan minyak (md) dan kmerupakan permeabelitas absolut atau permeabelitas intrinsik batuan.

Jika perhitungan langsung tidak bisa dilakukan karena nilai S tidak diketahui makanilai tersebut dapat diperkirakan dengan menggunakan nilai S dari reservoar lainyang berdekatan (Schlumberger,1989). Persamaan yang digunakan adalah sebagaiberikut:

S = S (2 – – )

dimana ɸ1 dan S merupakan nilai porositas dan irreducible water saturation darireservoar yang telah diketahui sedangkan ɸ2 dan S merupakan nilai porositasdan irreducible water saturation dari reservoar yang belum diketahui(Schlumberger,1989).

Hubungan tersebut dibuat berdasarkan asumsi bahwa variasi porositas dan Smerupakan akibat dari perbedaan ukuran dan sortasi butir (Schlumberger,1989).Cara tersebut tidak valid digunakan pada konglomerat atau batuan yangmempunyai sistem porositas sekunder (Schlumberger,1989).

5.5 Menghitung Saturasi

Saturasi air merupakan fraksi (atau persentase) volume pori dari batuan reservoaryang terisi oleh air (Schlumberger,1989). Selama ini terdapat asumsi umum bahwavolume pori yang tidak terisi oleh air berarti terisi oleh hidrokarbon(Schlumberger,1989). Mendeterminasi saturasi air dan hidrokarbon merupakansalah satu tujuan dasar dari well logging.

Formasi Bersih

Semua determinasi saturasi air dari log resistivitas pada formasi bersih denganporositas intergranular yang homogen didasarkan pada persamaan Archie atauturunannya (Schlumberger,1989). Persamaan tersebut adalah sebagai berikut:

= F R /R

Dimana

R = resistivitas air formasi

R = resistivitas formasi sebenarnya

F = faktor resistivitas formasi

F biasanya didapat dari perhitungan porositas formasi dengan menggunakanpersamaan

w rw

o ro

w o

wi

wi

wi2 wi1

wi1

wi2

wi

w t

w

t

F = a /

Untuk Sxo, saturasi air pada zona terbilas, persamaan tersebut menjadi :

= F R /R

Dimana

R = resistivitas lumpur penyaring

R = resistivitas zona terbilas

Pada persamaan tersebut, nilai eksponen saturasi n yang biasa digunakan adalah 2(Schlumberger,1989). Percobaan laboratorium menunjukkan bahwa angka tersebutmerupakan nilai terbaik untuk rata –rata kasus. Nilai a dan m yang digunakan lebihbervariasi: pada karbonat, F = 1/ merupakan yang sering digunakan; pada pasiryang sering digunakan adalah F = 0,62/ (persamaan Humble) atau F = 0,81/ (bentuk sederhana dari persamaan Humble).

Akurasi dari persamaan Archie bergantung pada kualitas parameter fundamentalyang dimasukkan meliputi: R , F, dan R (Schlumberger,1989). Pengukuranresistivitas dalam (induksi atau laterolog) harus dikoreksi, meliputi lubang bor,ketebalan lapisan dan invasi (Schlumberger,1989). Log porositas yang palingsesuai (neutron, densitas, atau yang lainnya) atau kombinasi dari pengukuranporositas dan litologi harus digunakan untuk mendapatkan nilai porositas(Schlumberger,1989). Akhirnya nilai Rw diperoleh dengan menggunakan berbagaicara: perhitungan dari kurva SP, katalog air, perhitungan water-bearing formation,dan ukuran sampel air (Schlumberger,1989).

Formasi Serpih

Serpih merupakan salah satu batuan paling penting di dalam analisis log. Selainefek porositas dan permeabelitasnya, serpih mempunyai sifat kelistrikan tersendiri yang memberikan pengaruh besar pada penentuan saturasi fluida(Schlumberger,1989).

Sebagaimana diketahui persamaan Archie yang menghubungkan resistivitas batuandengan saturasi air mengasumsikan bahwa air formasi merupakan satu-satunyamaterial konduktif di dalam formasi (Schlumberger,1989). Kehadiran materialkonduktif lainnya (misalnya serpih) menyebabkan persamaan Archie harusdimodifikasi sehingga perlu dikembangkan persamaan baru yang menghubungkanantara resistivitas batuan dengan saturasi air pada formasi serpih(Schlumberger,1989). Kehadiran lempung juga menyebabkan definisi atau konsepporositas batuan menjadi lebih kompleks. Lapisan yang mengikat air pada partikellempung dapat merepresentasikan jumlah porositas yang sangat signifikan(Schlumberger,1989). Meskipun demikian, porositas tersebut tidak bisa menjadireservoar hidrokarbon. Jadi, serpih dapat mempunyai porositas total yang besarnamun porositas efektifnya sangat rendah sehingga tidak berpotensi menjadireservoar hidrokarbon (Schlumberger,1989).

Efek kehadiran serpih terhadap pembacaan log bergantung pada jumlah serpihnyadan sifat fisiknya (Schlumberger,1989). Hal tersebut juga dipengaruhi oleh

m

mf xo

mf

xo

2

2,15 2

w t

bagaimana pendistribusian serpih di dalam formasi. Dalam Schlumberger (1989)disebutkan bahwa material yang mengandung serpih dapat terdistribusi di dalambatuan melalui tiga cara yaitu:

Serpih dapat hadir dalam bentuk laminasi di antara lapisan pasir. Laminasiserpih tersebut tidak mempengaruhi porositas dan permeabelitas dari pasiryang melingkupinya. Meskipun demikian, bila kandungan laminasi serpihtersebut bertambah dan kandungan pori-pori berukuran sedang berkurang,nilai porositas rata-rata secara keseluruhan akan berkurang.

1.

Serpih dapat hadir sebagai butiran atau nodul dalam matriks formasi. Matriksserpih tersebut dikenal dengan istilah serpih struktural. Matriks serpihtersebut biasanya dianggap mempunyai sifat fisik yang sama dengan laminasiserpih dan serpih masif.

2.

Material serpih dapat terdistribusi di antara pasir, secara parsial mengisiruang antar butir. Serpih yang terdispersi di dalam pori secara nyatamengurangi permeabelitas formasi.

3.

Semua bentuk distribusi serpih di atas dapat hadir bersamaan di dalam formasi(Schlumberger,1989). Selama beberapa tahun terakhir berbagai model telahdikembangkan untuk mengakomodasi kehadiran serpih di dalam formasi. Sebagianbesar model tersebut dikembangkan dengan asumsi bahwa serpih hadir di dalamformasi dalam bentuk yang spesifik (misalnya laminar, struktural, terdispersi).Semua model yang ada dikembangkan dengan terminologi pasir bersih menurutArchie ditambah dengan terminologi serpih (Schlumberger,1989).

Dari berbagai model yang dikembangkan, penyelidikan di laboratorium, danpengalaman di lapangan, akhirnya ditemukan sebuah persamaan yang dapatdigunakan untuk mengakomodir kehadiran serpih di dalam formasi sebagai berikut:

1/R =[ ( Sw ) / a R (1-Vsh) ] + [ (V S ) / R ]

Dalam persamaan ini R merupakan resistivitas dari lapisan serpih yangberdekatan dan V merupakan fraksi serpih yang didapat dari indikator serpihtotal (Schlumberger,1989).

t2 2

w sh w sh

sh

sh

BAB V

KESIMPULAN

Kesimpulan yang dapat ditarik dari referat ini adalah sebagai berikut:

Evaluasi formasi batuan adalah suatu proses analisis ciri dan sifat batuan dibawah tanah dengan menggunakan hasil pengukuran lubang sumur

1.

Well logging merupakan perekaman karakteristik dari suatu formasi batuanyang diperoleh melalui pengukuran pada sumur bor

2.

Terdapat dua metode well logging yaitu wireline logging dan logging whiledrilling

3.

Terdapat beberapa jenis log antara lain log Gamma Ray, log SP, log densitas,log neutron, dan log resistivitas

4.

Aaplikasi well logging dalam evaluasi formasi antara klain adalah untukmengidentifikasi reservoar, mengidentifikasi jenis fluida dan kontak antarfluida, menghitung porositas, menentukan permeabelitas, dan menghitungsaturasi

5.

« Sebelumnya

Berikan BalasanAlamat surel Anda tidak akan dipublikasikan. Ruas yang wajib ditandai *

Maret 30, 2012 Leave a reply

DAFTAR PUSTAKA

Bateman, R.M., 1985, Open-hole Log Analysis & Formation Evaluation, InternationalHuman Resources Development Corporation, Boston.

Darling, T, 2005, Well Logging and Formation Evaluation, Gulf Freeway, Texas.

Ellis, D. V. & Singer, J. M., 2008, Well Logging for Earth Scientist 2nd Edition,Springer, Netherlands.

Harsono, A, 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger OilfieldServices, Jakarta.

Rider, M, 1996, The Geological Interpretation of Well Logs 2nd Edition, InterprintLtd, Malta.

Schlumberger, 1989, Log Interpretation Principles/Aplication, SchlumbergerEducational Services, Texas.

http://hznenergy.com/loggingwhiledrilling

www.easternutd.com/pulseneutronlogging

Share this:

Twitter 3 Facebook 2

Suka

Jadilah yang pertama menyukai ini.

Nama

Kirim KomentarKirim Komentar

Beri tahu saya komentar baru melalui email.

View Full Site

Blog di WordPress.com.

Now Available! Download WordPress for Android

Surel

Situs web

Komentar

*