panduan praktikum pf-3

Program Studi Teknik Perminyakan UPN "Veteran" Yogyakarta

Praktikum Penilaian Formasi

1

BU

KU

P

AN

DU

AN

PR

AK

TIK

UM

P

EN

IL

AIA

N FO

RM

AS

I

Laboratorium Penilaian Formasi

Program Studi Teknik Perminyakan

Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional " Veteran" Yogyakarta



2

LABORATORIUM

PENILAIAN

FORMASI

Buku Panduan Praktikum

Penilaian Formasi

Daftar Buku & Publikasi

Universitas Pembangunan Nasional "Veteran" Yogyakarta

Fakultas Teknologi Mineral

Program Studi Teknik Peminyakan

LD Reza Humar Dhani, Priastoto Abib Wijanarko, Ferdian Rinaldo, Ade Yohana K., Taufan Y. S.,

Ardiyanto, Dewi Asmorowati, Dian Islami, Merry Liana Putra, Avianto Kabul P

©2006 : Cetakan I

DedyKristanto, VDCahyokoAji

©2012 : Cetakan II (Revisi)

Cetak Oleh : Laboratorium Penilaian Formasi

Timesnewroman-12

spasi-1.2

A4-hal-138



3

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur penyusun panjatkan kehadirat ALLAH SWT atas rahmat dan

hidayah sehingga Buku Petunjuk Praktikum Penilaian Formasi ini dapat diselesaikan

sesuai dengan rencana.

Buku ini dimaksudkan untuk memenuhi sarana bagi terselenggaranya Praktikun

Penilaian Formasi untuk mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas

Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta. Sedangkan sasaran akhir dari

praktikum ini adalah diharapkan mahasiswa dapat memahami, mengerti dan

mengevaluasi parameter-parameter reservoar dari hasil analisa cutting dan

interpretasi logging serta mengaplikasikannya.

Ucapan terima kasih saya ucapkan kepada semua pihak yang telah membantu

tersusunnya Buku Petunjuk Praktikum ini. Akhirnya semoga buku ini dapat

bermanfaat .

Ka. Lab. Penilaian Formasi

Dr. Ir. Dedy Kristanto, MT.



4

TATA TERTIB

PRAKTIKUM PENILAIAN FORMASI

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

Setiap praktikan diwajibkan memenuhi tata tertib Praktikum Penilaian

Formasi, sebagai berikut:

1. Selama praktikum berlangsung, praktikan diharuskan :

a. Menyelesaikan urusan administrasi laboratorium sebelum praktikum

dimulai.

b. Mengikuti test yang diadakan sebelum acara praktikum dimulai.

c. Menepati jadwal praktikum yang telah ditetapkan dan sedapat mungkin

tidak pindah plug.

d. Membuat laporan mingguan praktikum / tugas yang telah diikuti dan

dikumpulkan pada acara praktikum berikutnya.

e. Praktikan tidak diperbolehkan makan, minum, merokok dan membuat

keributan didalam ruangan selama praktikum berlangsung.

2. Bagi yang tidak menyerahkan laporan mingguan pada saat acara praktikum,

dianggap tidak mengikuti praktikum pada acara tersebut.

3. Terlambat lebih dari 10 menit dari jadwal praktikum yang telah ditetapkan,

tidak diijinkan mengikuti praktikum.

4. Praktikan yang tidak mengikuti acara praktikum lebih dari dua kali

dinyatakan gugur, kecuali disertakan surat keterangan yang jelas dan dapat

dipertanggungjawabkan.



5

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR .................................................................................... 3

TATA TERTIB .............................................................................................. 4

DAFTAR ISI .................................................................................................. 5

FORMAT LAPORAN ................................................................................... 6

BAB I. Deskripsi ............................................................................................ 8

Analisa Cutting

Mud Log

Core Analysis

Koreksi Lubang Bor

BAB II. Log Listrik ........................................................................................ 38

SP Log

Resisitivity Log

Induction Log

BAB III. Log Radioaktif ................................................................................ 44

Gamma Ray Log

Neutron Log

Density Log

Neutron - Density Log

BAB IV. Log Tambahan ............................................................................... 53

Sonic Log

Caliper Log

BAB V. Lithology Logging ............................................................................ 60

Kombinasi Gamma Ray Neutron Density Log

M-N Litology Plot

MID Lithology Plot

BAB VI. Kombinasi Log .............................................................................. 73

Log Litologi

Log Resisitivity

Log Porosity

Penentuan Saturasi Air

HFU (Hydraulic Flow Unit)

BAB VII. Penentuan Cadangan ................................................................... 85

Log Interpretation

Teknik Pemetaan

Penentuan Cadangan

Daftar Pustaka ............................................................................................... 110

Lampiran ........................................................................................................ 111



6

FORMAT LAPORAN

1. Lembar Judul ( jarak A = disesuaikan )

2. Lembar Pengesahan ( Jarak A = B )

A = 5 cm

LAPORAN


Oleh :

Nama :

No. Mhs :

Plug/klp :

B = 3 cm

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

UNIVERSITAS PEMBAGUNAN NASIONAL “VETERAN”

Y O G Y A K A R T A

2012

C = 5 cm

5 cm

JUDUL

A

LAPORAN RESMI


B

Disetujui untuk Laboratorium :

Praktikum Penilaian Formasi, Oleh :

7 cm



7

3. Format Pengetikan

4. Isi Laporan (Paper)

Halaman Judul

Halaman Pengesahan

Daftar Isi

Bab I . Pendahuluan

Bab II. Tinjauan Pustaka

Bab.III Preparasi Data

Bab.IV Analisa Data dan Interpretasi

Bab.VI Pembahasan

Bab.VII Kesimpulan

Lampiran

Daftar Pustaka

ISI - Diketik 1,2

spasi

Huruf Times New

Roman 11 pcs

Kertas HVS A4

( Tabel 1 spasi,

Gambar 1 spasi )

ABSTRAK - Diketik 1 spasi

Huruf Times New Roman 11 pcs

ISI - Diketik 1,2

spasi

Huruf Times New

Roman 11 pcs

Kertas HVS A4

( Tabel 1 spasi,

Gambar 1 spasi )

1.5 cm 1.5 cm

1.5

cm

1.5 cm

1.5

cm



8

BAB I

DESKRIPSI

(Analisa Cutting, Mud Log, Core Analysis, Koreksi Lubang Bor)

Tujuan Analisis

Pekerjaan analisa cutting ini dilakukan dalam kerangka pekerjaan Mud Logging yang

terutama digunakan untuk mengidentifikasikan saturasi Hidrokarbon dan

mengestimasikan karakteristik batuan reservoar.

Analisis Lithologi Dan Porositas

Pada saat ini analisa cutting untuk mengestimasi karakteristik reservoar harga dititik

beratkan pada analisa lithologinya.

Analisa Lithologi

Analisa lithologi dimaksudkan untuk menggambarkan macam-macam batuan untuk

tiap kedalaman pedoman dalam pendiskripsian lithologi, yaitu:

a. Shale

Warna : merah dan hijau

Tekstur : seperti lilin, beludru dan kertas

Kekerasan : lunak, sedang, kuat, keras, sangat keras dan rapuh.

Lapisan : massive, blocky, fossile dan splentary

Pabrikasi : laminasi, pecahan, berlapis, dapat dibelah

Mineral tambahan : bentonite, sandy, calcareous dan carbonnaceous

b. Sand

Warna : coklat, abu-abu

Tekstur : sangat halus, halus, medium kasar dan sangat kasar

Bentuk butir : bulat, agak bulat dan bersudut

Pemilahan/sortasi : baik, sedang dan jelek

Tingkat sementasi : gampang pecah (friable), padat (dense)

Porositas : tidak tampak, jelek, sedang dan baik

c. Limestone dan Dolomite

Warna : putih, coklat, abu-abu dan hitam

Tekstur : sangat baik, baik, sedang, butir kasar, padat, chalky, oolitic,

sucrosic, colicastic.

Butiran : sucrosa, crystal, chalky

Accessory : oolite, sandy,silty, calcite, pyrite dan argillaceous

Kilap : suram, seperti tanah, dasar



9

Setelah dilakukan pendiskripsian lithologi selanjutnya adalah menentukan batas

lithologinya dimana dalam penentuan batas-batas lithologinya ada 2 (dua) metode,

yaitu:

1. Metode Prosentase

Secara visual diperkirakan prosentasi dari cutting tiap macam batuan yang ada

dalam satu kantong cutting. Biasanya ada 2 atau 3 macam batuan, dimana shale

merupakan komponen yang sering ada.

Dengan memplot prosentase dari setiap macam batuan untuk setiap interval atau

kantong, maka dengan melihat hasil keseluruhannya akan dapat diperkirakan batas

lithologinya.

2. Metode yang Pertama Muncul

Metode ini didasarkan pada adanya lithologi baru yang terlihat pertama kali dari

rangkaian cutting yang sedang dianalisa pada pertambahan kedalaman.

Kedalaman sample cutting yang baru merupakan batas atas lapisan lithologi.

Analisa Porositas.

Untuk penentuan porositas batuan dari analisa cutting bersifat kualitatif.

Caranya dengan memeriksa cutting dibawah lensa binokuler. Istilah yang digunakan

adalah:

Tidak jelas (trace) : porositas 0-10 %

Agak jelek (show) : porositas 10- 20 %

Jelas (good) : porositas > 20 %

Analisa Indikasi hidrokarbon

Dan yang akan dilakukan dalam analisa indikasi hidrokarbon adalah penampakan

noda (staining), bau (odour) dan pemeriksaan hidrokarbon.

1. Penampakan Noda

Pada batuan jenis hidrokarbon berat (residu, tar) akan memberikan noda yang

lebih nyata. Jika kadar hidrokarbon dalam batuan cukup tinggi akan terlihat kesan

berupa cucuran.



10

Tabel

Kapasitas Penampakan Noda Berdasarkan Penyebaran Dalam Batuan

Kualitas Penampakan Prosentasi Distribusi dalam Batuan

Sangat baik >75%

Baik 50-75%

Sedang 25-50%

Buruk <25%

2. Bau (Odour)

Biasanya batuan yang mengandung hidrokarbon mempunyai bau yang spesifik.

Kekuatan baunya tergantung dari jenis dan kadar kuantitas kandungan

hidrokarbon didalam batuan. Bau wangi biasanya berasal dari minyak parafine

dan naftanik, sedangkan bau busuk berasal dari minyak aromatik.

3. Pemeriksaan Indikasi hidrokarbon pada Cutting

Dalam praktikum digunakan analisa pemeriksan fluoroscopic (ultraviolet).

Dilakukan dengan memasukkan sample cutting dalam fluroscope untuk melihat

ada tidaknya fluoresensi. Biasanya hidrokarbon cair atau minyak memberikan

warna tertentu terhadap sinar ultraviolet, sedangkan gas dan minyak residu

kadang-kadang tidak berfluorensi.

Tabel

Warna fluoresensi Masing-masing Minyak

Jenis Minyak Warna Fluorescensi

Residu Coklat gelap - tidak berwarna

Minyak Berat Coklat - kuning tua

Minyak Medium Putih - kuning cerah

Minyak Ringan Putih biru - biru cerah

Kondensat Ungu - biru cerah

Tabel

Jenis Mineral atau Material yang Memberikan Gangguan

Pada Pengamatan Warna Fluoresensi

Residu Warna Fluoresensi

Batu gamping / dolomite Kuning/ kekuning-kuningan

Batu gamping pasiran Coklat-coklat tua

Paper shale Kuning- coklat kopi

Fosil Kuning putih – kuning coklat



11

Napal Kuning tua – abu-abu coklat

Grase atau Gemuk Putih susu

Solar Putih terang

Kulit kumbang Biru

Kualitas penampakan fluoresensi ditentukan dari distribusi fluoresensi dalam contoh

batuan, yaitu

Tabel Penampakan Fluorosensi Contoh Batuan

Kualitas Penampakan Prosentase Distribusi dalam Batuan

Sangat baik (excellent) > 75 %

Baik (good) 50 – 75 %

Sedang (fair) 25 – 50 %

Buruk (poor) < 25 %

Gambar Directly Fluoresence Under Ultraviolet Box

Sample fluorescence

Color : from brown through green, gold, blue, yellow, to white; in most

instances, the heavier oils have darker fluorescence.

Distribution : even, spotted, or mottled

Intensity : bright, dull, pale, and faint



12

Gambar Cut Fluorescence Under UV Box (Solvent Chloroform)

Solvent Cut Fluorescence

Cut speed : an indication of both the solubility of the oil and the permeability of

the sample.

Cut nature : the solvent with dissolved oil may occur in uniform, streaming or

blooming. A streaming cut also indicates low oil mobility.

Cut color and intensity: After observing the sample under UV light observe the

sample under natural light. The cut color observed in natural light is

just called cutcolor(example: very light brown cut color or no cut

color)

Cut Residue :The solvent dissolves rapidly under the heat of the UV light,

sometimes leaving a residue of oil around the cutting on the spot

plate. The true color of the oil can then be observed. The intensity

and opacity of color, especially of the residue, is an indicator of the

oil density and the quantity of oil originally in the cutting

Mud Log

Mud Log adalah pemeriksaan dan analisis informasi geologi yang terkandung dalam

cutting (hancuran batuan) dan lumpur pengeboran untuk menentukan indikasi

minyak dan gas yang ditemukan selama proses pengeboran sebuah sumur

(penembusan batuan/formasi). Mud log terdiri dari wellsite beserta unitnya yang

terdiri dari laboratory unit, control panel dan peralatan monitoring. Mud Logger

bertugas menganalisis data geologi dan parameter pengeboran serta mengidentifikasi

dan menghitung cadangan hidrokarbon pada lapisan yang mempunyai potensi

produktif, porositas formasi bawah permukaan. Mud Logger juga menganalisis



13

parameter pengeboran hubungannya dengan analisis formasi dalam rangka

memberikan rekomendasi tingkat pengeboran, biaya dan keselamatan.

Logging sensor pada Mud Log monitoring terdiri dari :

Monitoring Drilling Speed, Monitoring Standpipe Pressure, Monitoring Hookload,

Monitoring Rotary Speed, Monitoring Rotary Torque, Monitoring Stroke Speed,

Monitoring Mud Flow Out, Monitoring Mud Temperate in/out, Monitoring Mud

Conductivity in/out, Monitoring Mud Weight in/out, Monitoring Pit Volume and H2S,

Monitoring Gas Chromatographs and Gas Detector

Gambar Skema Lokasi Sensor Mud Logger

Gambar Grain Size Card



14

Gambar Klasifikasi Ukuran Standart Butiran

Gambar Chart Identifikasi Warna



15

Gambar Shape of the Cutting

Gambar Terminologi Kontak Antar Butiran

A. Point Contact, B. Long Contact, C. Concavo-Convex, D. Sutured



16

Gambar Drilling Well Track Report

Parameter teknis yang merupakan hasil dari analisa Mud Logger diantaranya :

Total Depth, ROP, WOH, Hook Speed, Hook Height, WOB, RPM, Rotary Torque,

Stand Pipe Press, Wellhead Press, SPM Stroke, Lag Time, Flow in/out, Temp in/out,

Mud Weight in/out, Resistively in/out, Conductivity in/out, Mud Volume,Total Gas

and Chromatography, H2S / CO2

Analisa Core

Persamaan Analitik Regresi

Hubungan linier antara dua kelompok data, dapat ditentukan dengan analisa regresi,

yang memberikan persamaan regresi sebagai berikut :

1. Regresi linier : Y = a + bx

2. Regresi eksponensial : Y = aebx, dimana a > 0

3. Regresi logaritmik : Y = a + b log x

4. Regresi power : Y = a xb, dimana a > 0

Dengan teknik regresi ini, maka konstanta a dan b dari persamaan-persamaan di atas

dapat ditentukan. Secara umum persamaan untuk menentukan konstanta-konstanta



17

tersebut adalah sebagai berikut : dimana harga A, B, xi dan

Yi tergantung dari jenis regresi yang digunakan, ditunjukkan pada tabel berikut :

Regresi xi Yi a b

Linier xi Yi A B

Eksponensial xi Ln Yi eA B

Logaritmik Log xi Yi A B

Power Log xi Log Yi 10A B

Untuk menilai apakah analisa regresi yang dipilih cukup mewakili data yang

dianalisa, perlu dihitung koefisien regresi (R2). Koefisien tersebut dihitung dengan

persamaan berikut :

Apabila analisa regresi yang dipilih memberikan harga R2≈1 ini berarti bahwa

hampir semua titik data terletak pada persamaan regresi. Jika diperoleh R2<1, berarti

banyak titik data yang di luar persamaan regresi. Dengan perkataan lain, makin kecil

harga R2, titik data makin terpencar. Mengetahui besaran-besaran core yang diukur

oleh uji yang dilakukan di laboratorium. Analisa core terdiri dari

Analisa Core Rutin (Routine Core Analysis)

Core yang dianalisa meliputi conventional core dan sidewall core. Besaran-besaran

yang diukur pada uji ini adalah :

1. Porositas.

2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability - kair) dan permeabilitas yang

ekivalen terhadap liquid (kL).

3. Permeabilitas horisontal terbesar (maksimum).

4. Permeabilitas horisontal tegak lurus terhadap permeabilitas horisontal

maksimum.

5. Permeabilitas vertikal.

6. Berat jenis butiran.



18

Analisa Core Spesial (Special Core Analysis - Scal)

Besaran-besaran yang diukur dan diperoleh dari uji ini adalah :

1. Permeabilitas liquid ekivalen sebagai fungsi dari volume throughput.

2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability) dan porositas core plug dan

full diameter core yang dilakukan pada beberapa harga confining stress.

3. Kompresibilitas formasi (pore volume compressibility) dari core plug dan full

diameter core sebagai fungsi dari tekanan overburden efektif.

4. Faktor resistivitas formasi (F), faktor sementasi (a) dan eksponen sementasi

(m).

5. Indeks resistivitas (RI), saturasi air (Sw) dan eksponen saturasi (n).

6. Permeabilitas relatif (kr)sebagai fungsi saturasi.

7. Tekanan kapiler.

8. Waterflood Susceptibility

Penentuan Parameter Reservoir Rata-Rata

Mengolah hasil analisa batuan inti (core), yaitu porositas, permeabilitas dan saturasi

untuk digunakan dalam menentukan perhitungan cadangan dan perhitungan teknik

reservoir lainnya dengan menggunakan analisa statistik. Dalam analisa diperlukan :

Diperlukan hasil analisa batuan inti serta interpretasi log untuk harga

porositas dan saturasi.

Harga batas Ø, k dan Sw.

Perhitungan Porositas Rata-Rata (statistik)

1. Siapkan data porositas terhadap kedalaman dari hasil analisa batuan inti dan

interpretasi log sumur.

2. Plot porositas hasil analisa batuan inti terhadap porositas hasil interpretasi log

untuk kedalaman yang sama. Tarik garis yang mewakili titik-titik tersebut.

Dengan persamaan garis.

3. Siapkan data porositas hasil interpretasi log terhadap kedalaman sumur-

sumur yang tidak dilakukan pengintian.

4. Dengan menggunakan hasil plot dari langkah 2, tentukan harga porositas

batuan inti ekuivalen dari harga-harga porositas di langkah 3.

5. Kumpulkan semua data porositas dari analisa batuan inti dan porositas

ekivalen dengan urutan membesar

6. Tentukan harga cut-off porositas dan sisihkan data porositas yang lebih kecil

dari cut-off tersebut. (tentukan harga cut off)

7. Tentukan jumlah selang data dengan menggunakan persamaan berikut :

S = 1 + 3.3 log n



19

Keterangan :

S = jumlah selang minimum

n = jumlah data

8. Tentukan jumlah data porositas yang termasuk di dalam masing-masing

selang.

9. Hitung frekuensi masing-masing selang, yaitu jumlah data pada suatu selang

dibagi dengan jumlah data seluruhnya.

10. Plot selang porositas terhadap frekuensi. Porositas sebagai sumbu ordinat dan

frekuensi sumbu absis.

11. Tentukan harga-tengah porositas untuk masing-masing selang.

12. Porositas rata-rata dihitung sebagai berikut :

Keterangan :

fi = frekuensi pada suatu selang

Øi = harga-tengah porositas pada selang

Perhitungan Permeabilitas Rata-Rata

1. Siapkan data porositas dan permeabilitas hasil analisa batuan inti terhadap

kedalaman.

2. Plot porositas terhadap permeabilitas untuk kedalaman yang sama pada kertas

grafik semi log. Permeabilitas pada sumbu log dan porositas pada sumbu

linear. Tarik garis lurus yang mewakili titik-titik tersebut. Garis ini dapat

ditentukan secara lebih baik dengan menggunakan analisa regresi (persamaan

garis).

3. Siapkan data porositas hasil interpretasi log untuk sumur-sumur yang tidak

dilakukan pengintian.

4. Tentukan harga cut off porositas dan sisihkan data porositas di langkah 3,

yang lebih kecil dari harga cut-off tersebut (tentukan harga cut off)

5. Tentukan harga permeabilitas ekivalen dari porositas hasil log, berdasarkan

persamaan garis di langkah (2).

6. Tentukan semua data permeabilitas dari analisa batuan inti maupun

permeabilitas ekivalen dengan urutan membesar. Berdasarkan harga cut-off

permeabilitas, sisihkan harga permeabilitas yang lebih kecil dari harga cut-off

tersebut.

7. Kumpulkan semua data permeabilitas ekivalen dari analisa batuan inti

maupun permeabilitas ekivalen dengan urutan membesar. Berdasarkan harga



20

cut off permeabilitas, sisihkan harga permeabilitas yang lebih besar dari harga

cut off tersebut untuk keperluan analisa.

8. Tentukan harga permeabilitas awal (dalam hal ini harga permeabilitas cut off

dapat digunakan sebagai harga permeabilitas awal), kemudian batas selang

dengan menggunakan persamaan berikut :

Kj = 2j ki

Keterangan :

J = 1, 2, 3, 4, ....

kj = batas selang permeabilitas

ki = permeabilitas awal

9. Tentukan jumlah data permeabilitas yang termasuk di dalam masing-masing

selang.

10. Hitung frekuensi masing-masing selang (fj) dengan menggunakan hubungan

berikut :

11. Hitung frekuensi kumulatif setiap selang :

12. Dalam setiap selang, hitung permeabilitas rata-rata secara aritmatik (kA)j,

yaitu :

Keterangan :

n = jumlah data permeabilitas dalam selang

ki = harga-harga permeabilitas dalam selang

13. Permeabilitas rata-rata secara geometrik dan seluruh contoh dapat dihitung

dengan menggunakan persamaan



21

Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-Rata

Membuat data tekanan kapiler rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir dari

sejumlah hasil analisis batuan inti (core analysis). Metode yang digunakan adalah

korelasi Leverett J-function dan korelasi Guthrie.

Metode Korelasi Leverett J - Function

Data tekanan kapiler didapatkan dari analisis batuan inti di laboratorium. Analisis

contoh tersebut merupakan bagian yang sangat kecil untuk dapat mewakili reservoir

atau formasi secara keseluruhan. Oleh karena itu, seluruh data tekanan kapiler yang

diukur dari contoh batuan inti yang berasal dari reservoir tersebut digabungkan dan

kemudian ditentukan kurva tekanan kapiler yang mewakili atau representatif untuk

reservoir tersebut. Ada dua metode untuk memperoleh kurva tekanan kapiler yang

representatif :

Metode Leverett (Leverett J - function)

Metode Statistik - Guthrie

Metode Leverett Leverett membuat fungsi korelasi yang didefinisikan sebagai

berikut :

Keterangan :

Pc = tekanan kapiler

σ = tegangan permukaan

k = permeabilitas

Ø = porositas

Dapat ditambahkan bahwa apabila digunakan satuan lain yang cocok kecuali di atas,

hanya akan menggeser kurva pada sumbu Y. Beberapa penulis melibatkan cos θ,

dimana θ adalah sudut kontak, sehingga fungsi korelasi Leverett menjadi :



22

Gambar Contoh J(Sw) terhadap Sw

Metode Statistik - Guthrie

Tekanan kapiler merupakan fungsi permeabilitas dan saturasi. Dari berbagai

pengamatan, Guthrie mendapatkan bahwa pada suatu harga tekanan kapiler,

hubungan antara k dan Sw adalah sebagai berikut :

Sw = a log k + C

Walaupun Sw pada suatu harga Pc juga merupakan fungsi porositas, namun untuk

tujuan-tujuan praktis, hubungan persamaan di atas cukup baik untuk digunakan. Dari

hubungan tersebut di atas, dapat dibuat plot k terhadap Sw untuk berbagai harga Pc

dari contoh batuan yang dianalisis. Hubungan tersebut akan merupakan garis lurus

pada kertas semi-log untuk setiap harga Pc tertentu.

1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan

inti yang menghasilkan parameter berikut :

Tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi air (Sw) dari masing-masing batuan

inti.

Tegangan permukaan (σ).

Permeabilitas masing-masing batuan inti (k) dan harga rata-ratanya (k).

Porositas masing-masing batuan inti (Ø) dan harga rata-rata (Ø).

Sudut kontak (θ). Biasanya tersedia pengukuran σcosθ.

2. Hitung harga J(Sw) dari masing-masing batuan inti :



23

3. Plot J(Sw) terhadap Sw pada sistem sumbu kartesian.

4. Buat kurva yang mewakili plot J(Sw) terhadap Sw dengan metode least

square.

5. Berdasarkan hasil kurva rata-rata J(Sw) pada langkah 4, maka tentukan harga

Pc rata-rata sebagai fungsi dari Sw dengan menggunakan

, untuk permeabilitas dan porositas digunakan harga rata-

rata.

Metode Korelasi Statistik Guthrie

1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan

inti yang menghasilkan parameter berikut :

Tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi air (Sw).

Permeabilitas masing-masing batuan inti dan harga rata-rata (k).

2. Plot Pc terhadap Sw untuk setiap harga k yang berbeda pada satu kertas

grafik kartesian. Tarik kurva Pc (Sw) untuk masing-masing harga k.

3. Untuk suatu harga Pc, baca harga k dan Sw.

4. Plot Sw terhadap log k untuk berbagai harga Pc.

5. Tarik garis lurus rata-rata k(Sw) untuk masing-masing harga Pc.

6. Pada hasil plot di langkah 5 tariklah garis sejajar dengan sumbu Sw untuk k =

k. Garis ini akan memotong kumpulan garis linear k(Sw) pada Sw dan Pc

tertentu.

7. Plot Pc terhadap Sw dari hasil langkah 5 yang merupakan Pc(Sw) rata-rata.

Daftar Simbol

J(Sw) = Leverett J-Function, tak bersatuan

k = permeabilitas, cm2 atau mD

Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2 atau psi

Sw = saturasi air, fraksi

Ø = porositas, fraksi

σ = tegangan permukaan, dyne/cm

θ = sudut kontak, derajat

Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif Rata-Rata

Apabila dilakukan pengukuran permeabilitas relatif (kr terhadap S) dari sejumlah

analisis contoh batuan inti yang berasal dari reservoir yang sama, hampir selalu

didapatkan harga titik akhir (end points : Swc, Swi, Sor, Sgr) yang berbeda untuk

setiap analisis core sehingga akan menghasilkan bentuk kurva kr terhadap S yang

berbeda pula. Sebuah kurva kr(S) yang representatif untuk suatu reservoir diperoleh



24

dengan cara normalisasi dan de-normalisasi harga-harga titik akhir analisis core.

Adapun harga yang dinormalisasi adalah

sebagai berikut :

Table End Point Normalisasi

Berdasarkan harga titik akhir tersebut di atas, kurva kr terhadap S yang diperoleh

dari hasil pengukuran dinormalisasikan berdasarkan rumus berikut

Tabel Normalisasi Titik Akhir

Perhitungan di atas dilakukan terhadap data yang didapatkan dari setiap analisis core.

Kemudian plot seluruh harga kr* dan S* yang didapat seperti pada berikut



25

Gambar Kurva Normalisasi (S* vs kr*) Seluruh Sampel

Karena titik kr* (S*) tersebar, maka kurva normalisasi rata-rata harus diperkirakan.

Untuk melakukan de-normalisasi, yaitu menentukan kurva kr(S) yang mewakili atau

representatif, lakukan perata-rataan harga "end points" seluruh hasil analisis core

yang ada dengan formula sebagai berikut :

dimana end point adalah harga-harga Swc, Swi, Sor, Sgr, dan lain-lain dari setiap

sampel dan N adalah jumlah sampel yang diukur. Langkah terakhir untuk

mendapatkan kurva kr(S) adalah menghitung harga kr dan S dengan menggunakan

rumus pada Tabel Normalisasi Titik Akhir dimana harga S* dan kr* dibaca dari

kurva kr* (S*) rata-rata pada (Gambar Kurva Normalisasi (S* vs kr*) Seluruh

Sampel.)

Menentukan kurva kr versus S rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir atau

formasi dari sejumlah analisa contoh batu inti (core analysis). Metode yang

digunakan adalah normalisasi - denormalisasi sejumlah kurva kr terhadap S dari

suatu formasi.



26

Langkah Kerja

1. Siapkan data pendukung yang tersedia untuk :

a. Sistem Air - Minyak

Tabel atau kurva kro dan krw terhadap Sw

Dari Tabel atau Kurva tersebut baca harga titik akhir (end points) :

kro @ Swc

kro @ Sor

krw @ Swc

krw @ Sor

b. Sistem Gas - Minyak

Tabel krg dan kro terhadap saturasi cairan (SL)

Data harga titik akhir :

kro @ Swc

kro @ Sgr

krg @ Swc

krg @ sgr

c. Sistem Gas - Air

Tabel krg -krw versus Sw.

Data harga titik akhir :

krw @ Swc

krw @ Sgr

krg @ Swc

krg @ Sgr

2. Lakukan prosedur normalisasi untuk setiap kurva kr ternadap S dengan

menyiapkan tabel berikut :


Buat tabel Sw, kro, krw, Sw*, kro*, krw* seperti pada contoh, dimana



27

b. Sistem Gas – Minyak

Buat table SL, kro, krg, SL*, kro*,krg* seperti pada contoh dimana

c. Sistem Gas – Air

Buat table Sw, krg, krw, Sw*, krg*, krw* seperti pada contoh dimana

3. Buat Kurva S* terhadap kr* untuk seluruh contoh batuan.

4. Tentukan kurva kr* (Sw*) rata-rata seperti diperlihatkan pada

5. Lakukan denormalisasi dari kurva kr* (Sw*) rata-rata dari langkah 4 sebagai

berikut :


Buat tabel Sw*, kro*, krw*, Sw, kro dan krw seperti pada contoh, dimana :

Kro* dan krw* dibaca dari kurva di langkah 4 untuk setiap harga Sw* .



28

b. Sistem Gas – Minyak

Buat table SL* kro* krg* SL, kro dan krg dimana kro* dan krg* dibaca dari kurva

di langkah 4 untuk setiap harga SL*



29

c. Sistem Gas – Air

Buat table Sw* krg* krw* Sw krg dan krw dimana krg* dan krw* dibaca dari

kurva di langkah 4 untuk setiap harga Sw.

Plot Kr terhadap S hasil de-normalisasi

Daftar Simbol

kr = permeabilitas relatif

krg = permeabilitas relatif gas

kro = permeabilitas relatif minyak

krw = permeabilitas relatif air

S = saturasi

Sg = saturasi gas

Sgr = saturasi gas residu

SL = saturasi cairan = So + Swc

Sor = saturasi minyak residu

Sw = saturasi air

Swc = saturasi air konat, dianggap sama dengan Swi

krg @ Sgr = permeabilitas relatif gas pada Sgr

krg @ SL = permeabilitas relatif gas pada SL

krg @ Sw = permeabilitas relatif gas pada Sw

kro @ SL = permeabilitas relatif minyak pada SL

kro @ Sw = permeabilitas relatif minyak pada Sw

kro @ Swc = permeabilitas relatif minyak pada Swc

krw @ Sgr = permeabilitas relatif air pada Sgr

krw @ Sor = permeabilitas relatif air pada Sor

krw @ Sw = permeabilitas relatif air pada Sw



30

Koreksi Lubang Bor

Koreksi lubang bor adalah besaran koreksi yang digunakan pada pengukuran log

yang harus disesuaikan, dengan tujuan untuk menghilangkan pengaruh lubang bor.

Pengukuran yang dilakukan pada operasi logging, mengalami penyimpangan dengan

keadaan sebenarnya. Hal ini disebabkan oleh kondisi sumur yang diameternya tidak

seragam, pengaruh lumpur pemboran dan lain sebagainya. Penyesuaian harus

dilakukan pada pengukuran log untuk mengembalikannya pada kondisi standard,

yang sesuai dengan peralatan yang digunakan. Pengukuran yang berbeda

membutuhkan koreksi yang berbeda pula. Tidak semua koreksi memberikan

perubahan signifikan pada setiap kondisi. Koreksi dapat dilakukan dengan

melakukan perhitungan secara manual, menggunakan chart atau menggunakan

software. Secara umum, koreksi dilakukan sesuai dengan urutan-urutan tertentu,

sebagai contoh pertama-tama dikoreksi terhadap lubang bor, kemudian dikoreksi

terhadap invasi. Pada situasi tertentu, seperti kombinasi dari deep invasion dan high

apparent dip, pada pengukuran resistivity, koreksi sangat tergantung pada urutannya,

untuk memperoleh hasil yang akurat.

Borehole Compensation

Borehole compensation adalah penyesuaian transducer ke atas maupun ke bawah

pada alat logging, yang pada umumnya bertujuan untuk menyesuaikan kesalahan

pembacaan yang diakibatkan oleh variasi ukuran lubang bor atau kesalahan pada

posisi sonde. Teknik ini digunakan untuk pengukuran yang berdasarkan pada

kelakuan gelombang, seperti sonic (gelombang suara), resistivity dan pengukuran

elektromagnetik.

Propagation log

Propagation log berdasarkan pada pengukuran perbedaan sifat gelombang pada dua

buah penangkap (receiver). Lubang bor mempengaruhi perbedaan ini bila alat

mengalami perubahan posisi atau bila ada gerowong pada posisi yang berlawanan

pada salah satu receiver. Efek tersebut dapat diatasi dengan menggunakan dua buah

transmitter yang meradiasi pada arah yang berlawanan. Pada kondisi ideal, efek dari

perubahan posisi receiver atau gerowong selalu berlawanan untuk kedua buah

transmitter, jadi nilai rata-rata dari keduanya memberikan hasil yang tepat. Borehole

compensation ini berbeda dengan dengan borehole correction (koreksi lubang bor).

Step Profile

Dengan melihat pada proses invasi, perubahan yang ekstrim dapat terjadi pada

peralihan dari flushed zone ke undisturbed zone, tanpa adanya transition zone



31

(annulus). Step Profile, adalah model sederhana yang digunakan secara umum untuk

menyatakan log resistivity (yang lama), sejak digunakan tiga parameter untuk

mendefinisikan resistivity, yaitu : resistivity pada flushed zone, resistivity pada

undisturbed zone dan diameter invasi. Model ini mengasumsikan kedalaman invasi

yang sama untuk semua arah. Jenis log yang baru, menginterpretasikan model invasi

yang kompleks.

Pengaruh Gerowong

Pengaruh gerowong yang dimaksud di sini adalah perubahan drastis pada diameter

lubang bor, misalnya yang disebabkan oleh gerowong (gua), pada log induksi

(induction log). Pada lubang bor yang bagus dengan diameter konstan, pengaruh

lubang bor dapat dihitung dan dikoreksi. Tetapi, pembesaran drastis pada diameter

pada interval yang kecil dapat menimbulkan pembacaan yang berbeda pada sensor

tertentu dibandingkan dengan yang lain. Sinyal ini tidak dapat dikoreksi dengan

menggunakan koreksi lubang bor yang normal, tetapi dengan melakukan perubahan

koreksi pada titik log tersebut. Perubahan ini biasanya signifikan pada saat resistivity

tinggi dan terdapat perbedaan yang besar antara resistivity formasi dan resistivity

lubang bor. Perbedaan antara bagian luar alat logging dan dinding lubang bor

mempunyai pengaruh yang penting terhadap respon dari beberapa pengukuran

logging.

Gambar Skema Terbentuknya Mud Cake



32

Gambar Mud-Filtrate Invasion and Terminology (Baker Atlas)

Tabel Kondisi Daerah di Sekitar Lubang Sumur (Bateman, 1985)



33

Gambar Perbandingan Depth of Investigation untuk Berbagai Alat Log

Penyesuaian dan koreksi harus dilakukan pada pengukuran log untuk

mengembalikannya pada kondisi standard, yang sesuai dengan peralatan yang

digunakan. Koreksi yang dilakukan terdiri dari :

Koreksi Gamma Ray

Koreksi Deep Induction Log

Koreksi Deep Laterolog

Koreksi Laterolog7 terhadap

Koreksi Medium Induction Log

Koreksi Medium Laterolog (LLS)

Koreksi 16” normal (R16)

Koreksi Spherically Focused Log (SFL)

Koreksi Micro-Spherically Focused Log (MSF)

Koreksi Micro-Laterolog (MLL)

Koreksi Compensated Neutron Log (CNL)

Koreksi Formation Density Compensated Log (FDC)

Koreksi Invasi untuk Induction Logs.

Koreksi Invasi untuk Laterologs.

Perhitungan Diameter Invasi.

Induction Log

Laterologs



34

Koreksi Gamma Ray terhadap Efek Lubang Sumur

GR = GR(1+ 0.04(MW − 8.3))(1+ 0.06 (CAL − 8)) c

Bila CAL = 0 maka CAL = HOLE SIZE

Bila MW = 0 maka c GR =GR

Koreksi Deep Induction Log terhadap Efek Lubang Sumur

Bila CAL ≤ 12 maka G =(0.0001× CAL)− 0.0011.

Bila CAL >12 maka G =(0.00073× CAL)− 0.0092

Koreksi Deep Laterolog terhadap Efek Lubang Sumur

Bila X < −1 maka X = −1

Bila X > 4 maka X = 4

Bila X ≤ 0 maka Rdeepc = Rdeep × 0.83

Koreksi Laterolog7 terhadap Efek Lubang Sumur.

Koreksi Medium Induction Log terhadap Efek Lubang Sumur

Bila CAL ≤ 8 maka G = (0.0001×CAL)− 0.0004

Bila CAL >16 maka G = 0.0091 selain itu, G = (0.001125×CAL)− 0.0091



35

Koreksi Medium Laterolog (LLS) terhadap Efek Lubang Sumur

Bila X < −1 maka X = −1

Bila X > 4 maka X = 4

Bila X ≤ 0 maka R = R ×(1.07 + 0.29 X (CAL −10.2)) medc med

Bila X <1 maka R = R ×(1.03+ 0.03(X.6)×(CAL −10.2))

Selain dari itu,

Koreksi 16” normal (R16) terhadap Efek Lubang Sumur.

Koreksi Spherically Focused Log (SFL) terhadap Efek Lubang Sumur

Koreksi Micro-Spherically Focused Log (MSF) terhadap Efek Lubang Sumur

Koreksi Micro-Laterolog (MLL) terhadap Efek Lubang Sumur.



36

Koreksi Compensated Neutron Log (CNL) terhadap Efek Lubang Sumur.

Koreksi Formation Density Compensated Log (FDC) terhadap Efek Lubang Sumur.

Bila CAL ≤ 9 maka FDC FDC c =

Selain diatas, FDC FDC 0.096 0.014CAL 0.00033CAL2

Koreksi Invasi untuk Induction Log

Bila RESD < RESM dan bila RESM < RESS ,

Selain nilai di atas, maka G = 1

R t= G x RESD

Koreksi Invasi untuk Laterolog

Perhitungan Diameter Invasi.

Induction Log



37

Laterologs

Daftar Simbol

CAL = pembacaan ukuran lubang dari caliper log (in.)

RM = resistivity lumpur pada temperature formasi (F)

RMC = resistivity mudcake pada temperatur formasi (F)

MW = berat lumpur (lb/gal)

Hole Size = diameter sumur

GR = pembacaan log gamma ray (API units)

GRC = koreksi gamma ray corrected terhadap ukuran lubang sumur dan

berat lumpur (API units)

TF = temperatur formasi (F)

SAL = salinity air formasi (ppm)/1000

PSI = tekanan pada kedalaman tertentu (pounds/in2)

CNLC = koreksi CNL

CNL = original CNL

FDCC = koreksi FDC

FDC = original FDC

Di = diameter invasi (in)

Rdeepc = koreksi deep

Rdeep = original deep

Rmedc = koreksi medium

Rmed = original medium

Rm Rmed = original medium

Rshc = koreksi shallow

Rsh = original shallow

RESD = pembacaan log deep

Rt = koreksi pembacaan log deep untuk invasi

RESM = pembacaan log medium i

RESS = pembacaan log shallow i

RESD = pembacaan deep

RESDC = koreksi pembacaan deep untuk invasion



38

BAB II

LOG LISTRIK

(Spontaneous Potensial Log, Resistivty Log, Induction Log)

Spontaneous Potensial Log (SP log)

Merupakan rekaman mengenai perbedaan arus listrik DC dalam millivolts antara

potensial natural karena pergerakan elektroda dalam lubang bor dengan elektroda

yang ditempatkan di permukaan. Harga SP log untuk serpih cenderung konstan

(shale base line), lapisan permeabel ditandai dengan adanya defleksi SP log dari

shale base line. Defleksi kurva SP log yang tergambar pada slip log akan

memberikan bentuk-bentuk sebagai berikut:

1. Lurus dan biasa disebut dengan shale base line

2. Untuk lapisan yang permeabel (air asin), kurva SP log berkembang negatif

(ke kiri) dari shale base line

3. Untuk lapisan permeabel (hidrokarbon), kurva SP log akan berkembang

negatif (ke kiri) dari shale base line

4. Untuk lapisan permeabel (air tawar), kurva SP Log akan berkembang positif

(ke kanan) dari shale base line

Jenis log induksi yang sering digunakan adalah Induction Electrical Survey (IES).

Alat ini dapat mendeteksi dengan baik konduktivitas formasi yang selanjutnya

dikonversikan dalam satuan resistivity. Dengan demikian setiap pengukuran akan

menghasilkan kurva-kurva:

SP Log untuk menentukan lithologi

Short normal resistivity (SN) untuk menentukan Rxo

Induction Log resistivity (RIL) untuk menentukan Rt

Prinsip dari log induksi (log resistivitas) adalah mengukur tahanan jenis formasi

batuan dan fluida yang dikandungnya terhadap arus listrik yang melaluinya.

Bentuk-bentuk kurva yang dihasilkan log induksi adalah:

1. Defleksi kurva RIL yang jauh lebih tinggi dari pada kurva SN menunjukkan

bahwa salinitas air formasi lebih rendah dari pada air filtrat, sehingga

kemungkinan mengandung gas.

2. Deflesi kurva RIL lebih besar sedikit atau lebih kecil sedikit ataupun sama

juga dengan kurva SN, menunjukkan adanya minyak.

3. Bila kurva RIL jauh lebih rendah dari kurva SN serta mendekati garis shale

(resistivity shale) berarti menunjukkan air asin, namun demikian harus



39

ditunjang dengan defleksi SP apakah positif atau negatif. Dimana defleksi

positif berasosiasi dengan kandungan air tawar.

SP Log dapat digunakan untuk menghitung atau mengetahui : Harga RW, Ketebalan

lapisan porous, Korelasi Batuan, Evaluasi Vclay

Resistivity log

Resistivity Log adalah suatu alat yang dapat mengukur tahanan batuan formasi

beserta isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas efektif, salinitas air

formasi dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan.

Induction Log

Tujuan dari induction log adalah mendeteksi lapisan-lapisan tipis yang jauh untuk

menentukan harga Rt dan korelasi, tanpa memandang jenis lumpur pemborannya.

Langkah Kerja

1. Tentukan ketebalan yang dianalisa (per interval kedalaman)

2. Hitung temperatur formasi (Tf) (atau dengan grafik GEN-6)

Tf = Ts + BHTdepth

TBHT S x Depth

Gambar GEN 6



40

3. Tentukan Rm,Rmf dari log resistivity (18,8“ normal) kemudian koreksi

harga Rm dengan temperatur formasi

Rmf = R chart x f

S

T

T

Rmf corr = 0.75 x Rmf

4. Tentukan shale base line dari kurva SP log

5. Tentukan besarnya harga maksimum SP log sebagai ESP

6. Tentukan harga Ri dengan chart (Amp 18.8 N)

7. Dari harga mchart

i

R

R diameter (di), ketebalan formasi

Tentukan faktor koreksi (Chart SP 4) untuk ESP, sehingga harga ESSP

dapat dicari dengan persamaan:

ESSP = ESP x Faktor koreksi

Gambar SP 4

8. Tentukan harga Kc

Kc = 61 + (0.133 x Tf )

9. Tentukan RWeq dengan menggunakan persamaan:

RWeq = )/(10 KcESSP

mfcR

10. Tentukan Rw dengan menggunakan Chart SP-2



41

Gambar SP 2

11. Tentukan ASP dari chart (per interval kedalaman)

12. Tentukan nilai Vclay dengan persamaan :

Vclay = 1 - ESSP

ASP

13. Tentukan Rm @ tf dengan persamaan :

Rm @ tf = Rm @ Ts x f

S

T

T

14. Tentukan Ri ( Ri = R 18.8” AMP )/ Rm chart

15. Tentukan m

corri

R

R dengan menggunakan (Chart SP 4)

16. Tentukan Rxo (resistivism pada invazed zone) dengan persamaan:

Rxo = m

corri

R

R x Rm chart

17. Tentukan RIL dari chart dengan skala 0-20

18. Tentukan RIL corr dari grafik Rcorr-5



42

Gambar Rcorr 5

19. Tentukan Ca track dari chart dengan skala 0-1000

20. Tentukan CMGM dari grafik Rcorr-4

21. Tentukan Cin dengan persamaan:

Cin = Ca track – CMGM

22. Tentukan Rin dengan persamaan :

Rin = inC

100

23. Tentukan Gxo dari (grafik 2-28)

24. Tentukan Rt dengan persamaan:



43

Rt =

xo

xo

corr

xo

R

G

RIL

G

1

1

Tabulasi

Tabulasi Perhitungan Spontaneous Potensial Log

(1)

No.

(2)

Depth

(ft)

(3)

Rm =R18.8"

(Ωm)

(4)

Rmf

(Ωm)

(5)

Rmfc

(Ωm)

(6)

Ri = R18.8"AMP

(Ωm)

(7)

K

Tabulasi Perhitungan Spontaneous Potensial Log (lanjutan)

(8)

ESP

(Mv)

(9)

ESSP

(Mv)

(10)

Kc

(11)

Rweq

(Ωm)

(12)

Rw

(Ωm)

(13)

ASP

(14)

Vclay

Tabulasi Perhitungan Log Induksi

(1)

Rm@Tf

(Ωm)

(2)

(Ri=R18.8")/Rm

(Ωm)

(3)

Ricorr/Rm

(Ωm)

(4)

Rxo

(Ωm)

(5)

RIL

(6)

RILcorr

Tabulasi Perhitungan Log Induksi (lanjutan)

(7)

Ca track

(Mv)

(8)

CMGM

(9)

Cin

(10)

Rin

(Ωm)

(11)

Gxo

(12)

Rt

(Ωm)



44

BAB III

LOG RADIOAKTIF

(Gamma Ray, Neutron, Density)

Gamma Ray

Gamma Ray Log adalah suatu kurva yang menunjukkan besaran intensitas

radioaktif yang ada dalam formasi. Prinsip kerja dari Gamma Ray log, yaitu alat

mula-mula dimasukkan sampai ke dasar lubang bor, hal ini dilakukan untuk

mengecek supaya tidak terjadi hambatan atau sangkutan. Kemudian alat ditarik ke

atas secara perlahan-lahan dan detector menangkap radiasi sinar radioaktif alamiah

yang dipancarkan batuan formasi. Di dalam detector sinar radioaktif (sinar gamma)

tidak dapat diukur secara langsung tetapi melalui proses ionisasi (pelepasan elektron-

elektron dari atom yang sebelumnya netral, dimana pelepasan electron ini akan

menimbulkan arus listrik yang dideteksi oleh alat). Sinar radioaktif disebabkan oleh

disintegrasi unsur-unsur radioaktif, seperti: Uranium (U238

), Thorium (Th232

),

Potassium (K40

). Fungsi dari Gamma Ray Log , antara lain:

1. Membedakan lapisan shale dan non shale pada sumur open hole atau closed

hole dan juga pada kondisi ada lumpur maupun tidak.

2. Sebagai pengganti SP log untuk pendeteksian lapisan permeable, karena

untuk formasi yang tidak terlalu resesif (Rw/Rmf) hasil SP log tidak akurat.

3. Untuk korelasi batuan.

4. Untuk mengetahui prosentase kandungan shale pada lapisan permeable.

5. Untuk mendeteksi mineral-mineral radioaktif.

6. Untuk menentukan kedalaman perforasi yang telah diinjeksi air.

Neutron

Bertujuan untuk menentukan porositas total batuan, yang diisi hidrokarbon atau air

formasi. Log ini dapat digunakan pada Cased hole maupun Open hole, umumnya

digunakan pada open hole, untuk penggunaan cased hole harus dilakukan koreksi.

Log ini dapat digunakan untuk semua jenis lumpur dan gas filled hole. Ukuran

lubang bor dan semen di belakang casing akan mengurangi ketelitian Neutron log.

Fungsi dari Neutron Log, antara lain:

1. Untuk menentukan porositas ( ) total.

2. Untuk mendeteksi adanya formasi gas setelah dikombinasikan dengan porosity

tool

3. Untuk penentuan korelasi batuan.



45

Log neutron adalah log pororitas yang mengukur konsentrasi ion hidrogen dalam

formasi. Pada formasi bersih (clean formation) yang bebas dari shale, dimana

porositasnya terisi oleh air atau minyak, log neutron akan mengukur porositas dari

bagian yang terisi fluida. Neutron dibuat dari bahan kimia yang biasanya adalah

campuran americium dan beryllium yang akan terus-menerus memancarkan neutron.

Neutron-neutron ini akan bertabrakan dengan atom-atom dari material formasi, dan

mengakibatkan neutron akan kehilangan sebagian energinya. Karena massa atom

hidrogen hampir sama dengan neutron, kehilangan energi terbesar akan terjadi bila

keduanya bertabrakan. Kehilangan energi terbesar adalah fungsi (pengaruh) dari

konsentrasi hidrogen dalam formasi. Karena hidrogen dalam formasi berada di pori-

pori yang terisi fluida, kehilangan energi akan berhubungan dengan porositas

formasi. Bila pori-pori terisi oleh gas, maka porositas neutronnya akan lebih kecil

dibandingkan bila pori-pori terisi oleh minyak atau air. Hal ini terjadi karena

konsentrasi hidrogen pada gas lebih kecil dibandingkan yang terdapat pada minyak

maupun air. Penurunan porositas neutron yang disebabkan oleh gak ini disebut efek

gas. Respon dari log neutron bervariasi, tergantung pada :

1. Perbedaan tipe detektor,

2. Jarak antara sumber neutron dan detektor

3. Litologi, misalnya sandstone, limestone dan dolomit.

Dengan adanya perbedaan ini, maka digunakan chart yang berbeda, sesuai dengan

alat dan kondisi yang ada. Interpretasi harus dilakukan pada chart yang spesifik

karena log neutron tidak dikalibrasi pada kondisi fisik alat yang standard, seperti

alat-alat lainnya. Log neutron modern pertama adalah

Sidewall Neutron Log (SNL) memiliki sepasang sumber (source) dan detektor

yang kedua pasang alat tersebut diletakkan bertolak belakang satu sama lain.

Compensated Neutron Log (CNL) memiliki sebuah source dan dua buah

detektor. Keuntungan dari CNL dibandingkan SNP adalah lebih sedikit

terpengaruh oleh ketidakseragaman lubang bor.

Kedua alat tersebut dapat merekam porositas dalam satuan apparent limestone,

sandstone maupun dolomit. Bila formasi yang kita ukur adalah limestone dan log

neutron mengukur porositas dalam satuan apparent limestone, maka apparent

limestone tersebut sama nilainya dengan porositas yang sesungguhnya. Akan tetapi,

bila ternyata litologi dari formasi tersebut berupa sandstone atau dolomit, porositas

apparent limestone harus dikoreksi menjadi porositas sesungguhnya dengan

menggunakan chart yang bersesuaian



46

Gambar Sidewall Neutron Log (SNL)

Gambar Compensated Neutron Log (CNL)

Log Density

Log Density menunjukkan besarnya densitas (bulk density) dari batuan yang

ditembus lubang bor, berguna untuk menentukan besarnya porositas. Prinsip kerja



47

dari log Density, yaitu: Sumber dan dua detector dipasang pada suatu pad dan

ditempelkan pada dinding lubang bor. Sinar gamma yang kuat dipancarkan ke

formasi. Sinar gamma ray akan bertabrakan dengan elektron, kemudian dipantulkan

kembali dan terekam dalam log. Banyaknya energi yang hilang akibat tumbukan

dengan elektron dalam formasi menunjukkan densitas elektron dalam batuan.

Fungsi dari formation Density Log, antara lain :

1. Untuk mengukur porositas (Ø) batuan.

2. Untuk mengidentifikasi mineral batuan.

3. Untuk mengevaluasi shally sand dan litologi yang kompak.

Peralatan log density adalah alat yang terdiri atas source gamma-ray yang

memancarkan gamma-ray ke formasi. Sumbernya dapat berupa Cobalt-60 atau

Cesium-137. Gamma ray bertabrakan dengan elektron di dalam formasi yang

menyebabkan hilangnya energi dari partikel gamma-ray). Untuk menentukan

densitas porositas, baik dengan menggunakan chart maupun dengan perhitungan,

membutuhkan data tipe fluida dalam lubang bor. Persamaan untuk menghitung

densitas porositas, adalah sebagai berikut:

ØD =

Keterangan :

D = porositas yang diperoleh dari densitas

ρma = densitas matriks (Tabel)

ρb = densitas bulk formasi

ρf = densitas fluida (1.1 salt mud, 1.0 fresh mud dan 0.7 gas)

Bila terjadi invasi yang dangkal pada formasi, rendahnya densitas hidrokarbon pada

formasi akan meningkatkan porositas density. Keberadaan minyak tidak memberikan

efek yang signifikan pada porositas density, akan tetapi gas memberikan efek yang

besar (efek gas).

Tabel Densitas matriks pada litologi



48

Gambar Chart untuk melakukan konversi densitas bulk (ρb) Menjadi

porositas ( ) menggunakan nilai yang diambil dari log density

Kombinasi Neutron-Density Log

kombinasi neutron-density Log adalah kombinasi dari log porositas. Selain

digunakan sebagai pengukur porositas, digunakan juga untuk menentukan litologi

dan mendeteksi zona gas. Kedua log neutron dan density, umumnya direkam dalam

satuan porositas limestone. Porositas sebenarnya dapat ditentukan dengan cara :

Baca porositas limestone apparent dari kurva neutron dan density.

Nilai-nilai tersebut di plot silang (cross plot) pada chart porositas neutron-

density untuk memperoleh porositas yang benar.

Porositas dari log neutron-density dapat ditentukan dengan cara matematis.

Salah satu alternatif dalam penentuan porositas density adalah dengan

menggunakan persamaan akar rata-rata (root mean square) sebagai berikut :

Keterangan

N−D = porositas neutron density

N = porositas neutron density (unit limestone)

D = porositas density (unit limestone)



49

Bila log neutron-density merekam porositas density yang bernilai lebih kecil dari 0.0

(nilai yang umum dijumpai pada reservoir anhydritic dolomite), gunakan

persamaanberikut ini :

Gambar Contoh kombinasi log neutron-density

dengan log gamma-ray dan kaliper.



50

Gambar Chart untuk melakukan koreksi porositas dari log neutron-density terhadap

litologi, dimana digunakan fresh water-based drilling mud

Gambar Chart untuk melakukan koreksi porositas dari log neutron-density

terhadap litologi, dimana digunakan salt water-based drilling mud



51

Langkah Kerja

Gamma Ray Log

1. Tentukan ketebalan lapisan yang di analisa (per interval kedalaman)

2. Tentukan besarnya GRmax.

3. Membaca nilai GRmax dan GRmin dari slip log gamma ray.

4. Membaca besarnya defleksi kurva GRlog sebagai GRread untuk setiap

interval kedalaman yang dianalisa.

5. Tentukan besarnya volume clay dengan persamaan :

Vclay = minmax

min

GRGR

GRGRread

, kemudian plot dalam track log

Neutron Log

1. Tentukan ketebalan lapisan yang dianalisa (per interval kedalaman)

2. Tentukan besarnya defleksi kurva neutron log (ØNlog) untuk setiap interval

kedalaman.

3. Tentukan besarnya harga ØNclay.

4. Tentukan besarnya porositas neutron (ØN) dengan persamaan :

ØN = (1,02 x ØNlog) + 0,00425

5. Hitung ØNcorr dengan persamaan :

Ø Ncorr = Ø N – ( Vclay x Ø Nclay ), kemudian plot dalam track log

Density Log

1. Pada ketebalan lapisan dan interval ketebalan yang sama, Tentukan ρb dari

defleksi kurva density log untuk setiap interval kedalaman.

2. Tentukan ρma = 2,71 gr/cc untuk limestone, Sandtone 2.648 gr/cc, Dolomit

2.876 gr/cc, Anhydrit 2.977 gr/cc, Salt 2.032 gr/cc, ρf = 1,1 gr/cc (saltwater),

3. Tentukan ØFDL dengan persamaan :

ØFDL = fma

bma

4. Tentukan ØDclay dengan ρclay = 2,6 gr/cc (berdasarkan kurva density log):

ØDclay =fma

clayma

5. Tentukan harga ØFDLcorr dengan persamaan:

ØFDLcorr = ØFDL – (Vclay x ØDclay)

6. Tentukan porositas rata-rata dari neutron log dan density log dengan

persamaan :



52

Ø = 9

72 corrcorr FDLN, kemudian plot dalam track log

Tabulasi

Tabulasi Perhitungan Log Radioaktif

(1)

No.

(2)

Kedalaman

(ft)

(3)

GRmax

(API)

(4)

GRmin

(API)

(5)

GRread

(API)

(6)

Vclay

(7)

ØNclay

(8)

ØNlog

(9)

ØN

Tabulasi Perhitungan Log Radioaktif (lanjutan)

(10)

No.

(11)

Kedalaman

(ft)

(12)

ØNcorr

(13)ρ

b

(14)

ρclay

(15)

ØDclay

(16)

Ø FDL

(17)

ØFDLcorr

(18)

Ø*



53

BAB IV

LOG TAMBAHAN

(Sonic Log, Caliper Log)

Sonic Log

Sonic log adalah log porositas yang mengukur interval transite time (Δt) dari

gelombang suara yang melewati setiap feet dari formasi. Sonic Log menggunakan

pemancar dan penerima yang dipisahkan pada jarak tertentu. Prinsip kerja dari Sonic

log, adalah sebuah transmitter melepaskan gelombang suara ke formasi, setelah

melewati formasi diterima dua receiver. Perbedaan waktu tiba gelombang (two way

travel time = Δt) diukur dan dibagi dengan jarak (μs/m). Melakukan hal serupa untuk

arah yang sebaliknya untuk menghilangkan efek lubang bor. Nilai besarnya (Interval

Transit Time - Δt) yang melalui beberapa matriks dapat dilihat pada tabel berikut ini :

Tabel Nilai besarnya (Interval Transit Time-Δt) yang melalui beberapa matriks

Faktor-faktor mempengaruhi pengukuran (Δt), yaitu :

1. Shale, batuan shale mempunyai porositas besar, walaupun permeabilitasnya

mendekati harga nol. Sehingga batuan yang mengandung shale

mempunyai harga Δt semakin besar.

2. Kekompakan Batuan, kekompakan batuan akan memperkecil porositas,

sehingga kurva Δt akan semakin rendah.

3. Kandungan air, adanya kandungan air dalam batuan menyebabkan kurva Δt

cenderung mempunyai harga yang semakin besar.

4. Kandungan minyak, air (terutama air asin) mempunyai sifat penghantar suara

yang lebih baik dibanding dengan minyak, sehingga adanya minyak dalam

batuan akan berpengaruh memperkecil harga Δt.

5. Kandungan gas, gas (hidrokarbon ringan) akan membuat transite time

menjadi lebih besar, sehingga seringkali sonic log juga digunakan sebagai

indikator yang cukup bagus untuk mendeteksi adanya gas.



54

Gambar Hasil Pencatatan Litologi dengan Acoustic Logging

(1. Sandstone, 2. Anhydrite, 3. Shale, 4. Salt)

Sonic log memiliki kegunaan antara lain :

1. Kalibrasi data seismik

2. Evaluasi porositas sekunder (dikombinasikan dengan neutron log/density log).

3. Menghitung porositas pada lapisan yang diketahui jenis lithologinya.

Caliper Log

Caliper Log adalah alat untuk mengukur bentuk dan diameter lubang bor. Alat ini

terdiri dari 2, 4, atau lebih lengan. Lengan dapat bergerak menyesuaikan lubang bor

pada saat diturunkan dan ditarik, terdapat apotentiometer yang berfungsi untuk

mengubah pengukuran menjadi sinyal listrik. Perekaman log ditampilkan dalam

track 1 dari log bersamaan dengan ukuran bit. Skala pada umumnya diberikan dalam

inci, yang standar untuk mengukur ukuran bit.

Acoustic Log

Lithology



55

Gambar Caliper Track Log dan Bit Track Log Record (2 lengan)

Gambar Caliper Track Log dan Lubang Bor Track Log Record (4 lengan)

Perbedaan tekanan hidrostatik lumpur dengan tekanan formasi, mengakibatkan

terjadinya mud cake dan filtrat lumpur. Semakin porous suatu lapisan maka mud

cake akan semakin tebal. Mud cake akan memperkecil diameter lubang bor dan ini

akan direkam oleh Caliper log. Record Caliper log akan terlihat jelas diameter lubang

bor pada lapisan permeabel akan lebih kecil dari pada ukuran pahat yang digunakan,

sedangkan pada lapisan shale/clay kondisi lubang bornya lebih besar dari pada

ukuran pahatnya, ini menunjukan bahwa pada lapisan shale sering terjadi

keruntuhan.



56

Adapun manfaat dari caliper log, antara lain :

1. Menentukan atau memperkirakan lithologi batuan

2. Untuk perhitungan kecepatan lumpur di annulus, dalam hubungannya

dengan pengangkatan cutting

3. Menentukan letak dari setting packer yang tepat pada operasi DST

4. Membantu interperasi log listrik dengan memberikan ukuran lubang bor

yang tepat, karena ukuran lubang bor yang digunakan pada interpretasi log

listrik biasanya diasumsikan sama dengan ukuran pahatnya.

5. Untuk estimasi ketebalan mud cake di depan zone permeabel yang akan

memberikan dukungan pada analisa logging secara kualitatif.

Berikut beberapa tabulasi faktor-faktor yang mempengaruhi analisa dan jenis

indikasi litologi serta respon yang diperoleh dari caliper log

Tabel Faktor yang Mempengaruhi Respon Caliper Log

Gambar Bentuk Respon Caliper Log untuk Beberapa Variasi Litologi



57

Langkah Kerja

Sonic Log (Analitik)


2. Tentukan lapisan prospek

3. Membaca besarnya interval transite time ( t ) dari defleksi kurva sonic log

untuk setiap interval kedalaman yang dianalisa (symbol : Δtlog)

4. Tentukan jenis formasinya ( mat ) dan jenis fluidanya(ft ).

5. Hitung besarnya porositas dari sonic log ( s) dengan menggunakan persamaan

maf

ma

Stt

tt log

6. Mentabulasikannya , kemudian plot dalam track log

Sonic Log (Grafik)

Untuk Analisa Sonic Log dengan pendekatan menggunakan grafik, dapat dipakai

Tabel Interval Transit Time dan Chart Por-3. Chart Por-3 digunakan untuk

mengkonversikan interval waktu transit (Δt) pada log sonik menjadi porositas ( ).

Ada dua set garis pada chart tersebut, yang berwarna biru diperoleh dari weighted-

average transform, sedang yang merah berasal dari observasi empiris.

Untuk keduanya, fluida yang tersaturasi diasumsikan sebagai air dengan velocity

5300 ft/sec atau 1615 m/sec.

1. Masukkan Δt dari log sonik pada bagian bawah chart.

2. Tarik garis ke atas hingga bertemu dengan matrix velocity atau litologi yang

bersesuaian, lalu baca porositasnya pada bagian kiri chart.

3. Untuk batuan campuran seperti sandstone yang mengandung limestone

(limy sandstone) maupun cherty dolomites, diperlukan garis-garis diantara

matriks yang telah ditunjukkan.

Ketika menggunakan weighted-average transform pada unconsolidated sand harus

dibuat koreksi kompaksi (Bcp).

1. Masukkan Δt, tarik ke atas hingga bertemu dengan garis koreksi kompaksi

yang bersesuaian

2. Baca porositas pada bagian kiri chart, kemudian plot dalam track log

3. Bila koreksi kompaksi tidak diketahui, dapat ditentukan dengan cara

kebalikannya, dari lapisan clean water sand yang porositasnya telah

diketahui



58

Gambar Por-3

Caliper Log


2. Tentukan besarnya diameter bit yang digunakan.

3. Baca besarnya defleksi kurva capiler untuk setiap interval kedalaman yang

dianalisis.

4. Hitung besarnya tebal mud cake (tmc) setiap kedalaman dengan persamaan :

2

calipersizebittmc

5. Hitung volume lubang bor dengan persamaan

Vh = (Dh2/2) + 1.2% (dalam satuan liter per meter)

6. Hitung volume semen yang dibutuhkan dengan persamaan

Vsemen = 0.5 x (dh2 - d

2casing) + 1% (dalam satuan liter per meter)



59

Tabulasi

Tabulasi Perhitungan Jenis Log Lainnya (Sonic Log dan Caliper Log)

(1)

No

(2)

Depth

(ft)

(3)

Δtma

(μsec/ft)

(4)

Δtf

(μsec/ft)

(5)

Δtlog

(μsec/ft)

Tabulasi Perhitungan Jenis Log Lainnya (Sonic Log dan Caliper Log)

(lanjutan)

(6)

No

(7)

Depth

(ft)

(8)

Øs

(%)

(9)

Bit Size

(inchi)

(10)

Caliper

(inchi)

(11)

tmc

(inchi)

(12)

Vh

(lt/m)

(13)

Vsemen

(lt/m)



60

BAB V

LITOLOGI LOGGING

Dalam penilaian formasi hampir tidak ada analisa litologi dan besaran pengukuran

formasi secara langsung sehingga diperlukan solusi simultan untuk memperkirakan

litologi. Pendekatan dilakukan dengan merepresentasikannya dalam bentuk plot

silang (cross-plot), terutama neutron – density cross-plot dan berbagai plot lainnya

(M-/N plot oleh Burke et. al. (1969) atau MID plot oleh Clavier & Rust (1976)) yang

menambahkan pula sonic travel time untuk mengidentifikasi volume mineral. Seperti

halnya plot M-N, plot MID (Matrix Identification) adalah sebuah teknik plot silang

yang membantu mengidentifikasikan litologi, gas dan secondary porosity. Plot MID

ini juga membutuhkan data dari log neutron, density dan sonic.

Plot Litologi M - N

Plot M-N membutuhkan log sonic yang digabungkan dengan log neutron dan

density. Nilai M dan N tidak bergantung pada porositas matriks (sucrosic dan

intergranular). Plot silang dari kedua variabel ini akan menghasilkan litologi yang

lebih baik. Nilai M dan N dihitung dengan menggunakan persamaan:

Keterangan

∆tf = waktu interval transit dari fluida (189 untuk fresh mud dan 185

untuk salt mud)

∆t = waktu interval transit dari log

ρt = densitas fluida (1.0 untuk fresh mud dan 1.1 untuk salt mud)

ρb = densitas bulk formasi

ØN = porositas neutron formasi dari log Compensated Neutron atau log

Sidewall Neutron Porosity

ØNf = porositas neutron fluida (gunakan 1.0)

Bila digunakan parameter matriks ∆tma, ρma, ØNma, maka nilai M dan N dapat

ditentukan untuk berbagai jenis mineral seperti pada tabel berikut :



61

Tabel Koefisien Matriks Batuan dan Fluida untuk

Beberapa Mineral dan Tipe Porositas (Lubang Bor Terisi Cairan)

Tabel Harga Konstanta M* dan N*, dihitung berdasarkan Beberapa Mineral

Plot Litologi MID

Tabel berikut ini digunakan untuk densitas fluida, ρf (selain 1.0 g/cm3), mengkoreksi

apparent total porosity dengan faktor pengali pada tabel sebelum dimasukkan ke

dalam angka densitas pada analisa MID Plot.

Tabel Faktor Koreksi

Kerapatan Jenis Fluida (ρf) Faktor Pengali

1 1

1.05 0.98

1.1 0.95

1.15 0.93



62

Langkah pertama dalam membuat plot MID adalah menentukan nilai dari porositas

total apparent, Øta, dengan menggunakan log neutron-density yang bersesuaian dan

ditentukan secara empiris dengan menggunakan plot silang neutron-sonic (Chart CP-

1 dan CP-2 Schlumberger).

Keterangan

ρb = densitas batuan dari log density

t = waktu interval transit dari log sonic

ρf = densitas fluida dalam pori

tf = waktu transit fluida dalam pori

Øta = porositas totoal apparent

c = konstanta (68.0≈c).

Porositas total apparent biasanya tidak sama untuk setiap persamaan. Untuk

digunakan dalam persamaan tmaa, nilainya ditentukan dari plot silang neutron-sonic

(Chart CP-2). Untuk penggunaan dalam ρmaa, nilai porositas total apparent ditentukan

dari plot silang neutron-density (Chart CP-1). Chart CP-14 dapat digunakan untuk

memperoleh nilai ρmaa secara grafis dan untuk memperoleh nilai tmaa menggunakan

hubungan waktu transit terhadap porositas berdasarkan pengamatan di lapangan.

Bagian kanan atas dari chart digunakan untuk menentukan waktu interval transit

batuan, tmaa. Bagian kiri bawah, untuk menentukan densitas apparent batuan, ρmaa.



63

Gambar Penentuan Parameter Matriks Apparent dari Densitas Bulk / Waktu

Interval Transit dan Total Porositas Apparent Densitas Fluida = 1 (CP-14)

Plot silang dari waktu interval transit batuan dan densitas apparent batuan pada plot

MID akan mengidentifikasikan mineralogi batuan berdasarkan kedekatannya pada

titik-titik pada plot yang telah di beri label. Pada Chart CP-15, mineral matriks yang

umum dijumpai (quatrz, calcite, dolomite, anhydrite) telah diplot di dalamnya.

Kecenderungan litologi dapat dilihat dengan melakukan plot pada banyak level pada

suatu zona dan melihat kecenderungan mengumpulnya titik-titik mineral pada chart.

Kehadiran gas menggeser titik yang telah diplot ke arah kanan atas plot MID.

Adanya secondary porosity akan menggeser titik ke arah berkurangnya nilai tmaa,

yaitu ke arah kiri. Untuk log SNP, shale biasanya diplot pada bagian sebelah kanan

anhydrite pada plot MID. Untuk log CNL, shale biasanya diplot pada bagian atas

daerah titik anhydrite. Plot sulfur berada diluar plot, pada 122≈tmaa dan 02.2≈ρmaa.

Arah dari titik sulfur dari grup quartz, calcite, dolomite, anhydrite, kira-kira searah

dengan pergeseran akibat kehadiran gas. Gipsum di plot pada bagian kiri bawah plot

MID.



64

Gambar Plot MID (Matrix Identification)

Konsep plot MID ini serupa dengan plot M-N. Sebagai alternatif menghitung nilai M

dan N, nilai ρmaa dan tmaa dapat ditentukan dengan menggunakan Chart CP-14. Untuk

memperoleh hasil yang lebih akurat, pembacaan log harus disesuaikan dan dikoreksi

terhadap pengaruh lubang bor, dan lainnya.

Plot MID ρmaa vs Umaa

Teknik plot silang lain yang digunakan untuk mengidentifikasikan litologi adalah

dengan menggunakan log Litho-Density. Plot ini menyilangkan matrix grain density,

ρmaa, dan apparent matrix volumetric cross section, Umaa (dalam satuan barns per

sentimeter kubik). Chart CP-1 dan CP-14 digunakan untuk penentuan ini. Apparent

matrix volumetric cross section dihitung dari indeks photoelectric cross section dan

pengukuran densitas bulk

Keterangan

Pe = Indeks photoelectric absorption cross section

ρe = densitas elektron

Øta = porositas total apparent



65

Porositas total apparent dapat diestimasikan dari plot silang density-neutron, bila

formasi terisi fluida. Chart CP-20 digunakan untuk memperoleh hasil Umaa secara

grafis.

Gambar Plot Matrix Identification ρmaa vs Umaa (CP-20)

Tabel dibawah adalah daftar indeks photoelectric absorption cross section, densitas

bulk dan volumetric cross section untuk mineral dan fluida yang umum. Untuk

mineral, nilai daftar adalah matrix value Uma, ρma untuk fluida, daftarnya adalah

Uf, ρf. Chart-21 menunjukkan lokasi mineral-mineral pada plot silang ρmaa vs Umaa.

Segitiga menunjukkan tiga buah matriks yang umum, yaitu quartz, calcite dan

dolomite, yang diskalakan berdasarkan persentasi mineral tersebut. Sebagai contoh,

titik yang berada pada apparent matrix grain density 2.76 gr/cm2 dan volumetric

cross section 10.2 barns/cm3, pada plot silang didefinisikan sebagai 40% calcite,

40% dolomite dan 20% quartz, sehingga tidak terdapat mineral lain dan pori-pori

terisi fluida. Pada plot silang ini, saturasi gas menggeser titik ke arah atas chart dan

mineral berat menggeser titik ke arah kanan. Plot clay dan shale berada dibagian

bawah titik dolomite.



66

Tabel Indeks Photoelectric Absorption Cross Section, Density Bulk dan

Volumetric Cross Section Untuk Mineral dan Fluida yang Umum

Gambar Plot MID (Matrix Identification)



67

Tabel Analisa Kimia Mineral Lempung

Gambar Deskripsi Litologi Menggunakan Kombinasi Log Porositas

Metode Analisa dan Perhitungan

M - N plot

MID plot

Litho - Density - Neutron Plot

PLOT MID ρmaa vs Umaa



68

Untuk M-N dan MID plot diperlukan data dari Density, Neutron dan Sonic Log,

untuk Litho-Density-Neutron Plot diperlukan data dari Litho, Density dan Neutron.

Langkah Kerja

Data pendukung :

Kerapatan jenis fluida (ρf )

Porositas neutron fluida (ØNf )

Jenis lumpur yang digunakan

Waktu perambatan gelombang suara di dalam fluida (Δtf)

Metode M-N Plot

1. Baca defleksi Log Density (ρb), Log Neutron (ØN) dan Log Sonic (Δt)

2. Hitung harga M dan N berdasarkan rumus berikut

M = 0.01

N =

t, ρb dan ØN adalah harga t, ρb dan ØN pada langkah 2.

Harga ρf = 1.0 , ØNf = 1.0 dan tf = 189 μsec/ft untuk lumpur bor

dengan dasar air tawar.

Harga ρf = 1.1, ØNf = 1.0 dan tf = 185 μsec/ft untuk lumpur bor

dengan dasar air asin.

3. Gunakan (dari buku Schlumberger “Log Interpretation Charts”, 1997 CP-

8) yaitu hasil plot M dan N untuk mengidentifikasi campuran mineral

pembentuk batuan dan komposisinya.

4. Plot harga M dan N pada M-N Plot

Tentukan perbandingan komposisi mineral pembentuk batuan tersebut

berdasarkan posisinya di dalam “mineral triangle” yang dibentuk oleh

kombinasi mineral dolomit, kalsit, anhidrit atau dolomit, kalsit, silika.

o Jika plot M-N jatuh pada garis sisi segitiga, maka batuan tersebut

mempunyai komposisi yang terdiri atas dua mineral dengan besarnya

prosentase ditentukan oleh letak titik tersebut terhadap ujung-ujung sisi

segitiga tersebut.

o Jika plot M-N jatuh di dalam segitiga maka batuan tersebut mempunyai

komposisi yang terdiri dari tiga mineral dengan prosentase masing-

masing mineral ditentukan oleh jarak relatif jauh dekatnya terhadap



69

sudut segitiga yang menyatakan komposisi tunggal (100%) mineral

yang bersangkutan.

o Jika plot M-N jatuh diluar “mineral triangle” penentuan mineral

pembentuk batuan ditentukan dari jarak terdekat terhadap salah satu

sudut “mineral triangle” dan daerah tertentu di dalam Chart CP 8.

5. Plot hasil analisa litologi dalam track log

M-N Plot (CP 8), M = 0.84 dan N = 0.48.

Metode MID Plot

1. Baca defleksi Log Density-Neutron dan Log Neutron-Sonic.

2. Tentukan total apparent porosity (Øta ) dengan menggunakan salah satu cara

penentuan Øta (lihat penentuan Porositas berdasarkan NDS), sesuai dengan

data macam log yang tersedia pada langkah 1.

3. Tentukan harga kerapatan jenis (density), matrik batuan terbaca (ρmaa) dengan

menggunakan Chart CP 14. Masukkan harga ρb pada sumbu tegak disebelah

kiri kemudian tarik garis mendatar sampai pada harga porositas total terbaca

(Øta); baca harga (ρmaa) pada sumbu mendatar bawah.

4. Tentukan harga travel time gelombang suara dalam matrik terbaca (tmaa)

dengan menggunakan Chart CP 14. Masukkan harga t pada sumbu tegak

sebelah kanan Chart CP 14, kemudian tarik garis mendatar sampai harga

porositas total terbaca (Øta); baca harga (tmaa) pada sumbu mendatar atas.



70

5. Plot harga (ρmaa) dari langkah 3 dan harga (tmaa) dari langkah 4 pada MID plot

Chart CP 15. Baca komposisi mineral pembentuk batuan dan plot hasil

analisa dalam track log, contoh perhitungan:

Lapisan 1

t = 67 μsec/ft

ρb = 2.04 g/cm3

ØCNL = -3

didapat ØaND = -1

ØaNS = -1

dan tmaa = 66 μsec/ft

ρmaa = 2.03 g/cm3

Lapisan 2

t = 63 μsec/ft

ρb = 2.46 g/cm3

ØCNL = 24 p.u.

ρf = 1.0 g/cm3

didapat ØaND = 21

ØaNS = 21

dan tmaa = 43.5 μsec/ft

ρmaa = 2.85 g/cm3

Sehingga komposisi untuk Lapisan 1 adalah garam, dan Lapisan 2 adalah dolomite

MID Plot Perhatikan alur plot untuk Lapisan 1 dan Lapisan 2 (CP 14)



71

Gambar MID Plot, CP 15, Plot untuk menentukan komposisi mineral

Metode Litho – Density - Neutron Plot

1. Siapkan data pendukung

2. Baca defleksi Log Litho (Pe), Log Density (ρb ) dan Log Neutron (ØN)

3. Masukkan harga ØN dan ρb pada salah satu gambar dari cara penentuan

(Øta) yang sesuai dan baca harga porositas total terbaca (Øta) (penentuan

Porositas berdasarkan NDS).

4. Tentukan harga densitas matrik batuan terbaca (ρmaa) dengan menggunakan

Chart CP 14 seperti pada langkah 3.

5. Baca harga apparent index absorbtion (Umaa) dari Chart CP 20). dengan

memasukkan harga Pe, ρb kemudian Øta (hasil langkah 3) seperti terlihat

pada urutan arah panah di dalam Chart CP 20.

6. Dengan harga (Umaa) dari langkah 5 dan harga (ρmaa) dari langkah 4, plot

kedua besaran tersebut ρ - U plot Chart CP 21.

7. Tentukan komposisi mineral pembentuk sebagai berikut :

Jika hasil plot langkah 6 terletak di dalam segitiga komposisi, %

komposisi masingmasing mineral dapat dibaca berdasarkan jarak

relatif terhadap efeknya.

Jika hasil plot jatuh di luar segitiga komposisi, secara kualitatif tidak

dapat ditentukan komposisi mineralnya. Komposisi secara kualitatif



72

ditentukan berdasarkan letak hasil plot terhadap mineral-mineral di

sekitarnya, contoh perhitungan:

Pe = 3.65

ρb = 2.52 g/cm3 (ρf = 1.0 g/cm

3)

Øta = 16%

ρmaa = 2.81 g/cm3 (CP 14)

Dengan menggunakan Chart CP 20, didapat Umaa = 10.9, kemudian

harga ρmaa = 2.81 g/cm3 dan Umaa = 10.9 diplot ke Chart CP 21,

didapat perkiraan komposisi adalah 60% dolomit dan 40% batu-

gamping

Gambar Penentuan Apparent Index Absorbtion (Umaa) (CP 20)

Gambar Plot Identifikasi Litologi, CP 21, komposisi batuan

8. Plot hasil analisa litologi per interval kedalaman dalam track log



73

BAB VI

KOMBINASI LOG

Dalam melakukan kombinasi log, hal yang perlu diperhatikan adalah pemilihan jenis

log yang akan dikombinasikan, sehingga dapat memperoleh hasil yang akurat.

Kombinasi log yang optimum merupakan kombinasi log sumuran yang komposisi

atau jumlah “minimal”, tetapi mampu menghasilkan data pengukuran yang “akurat”.

Untuk mendapatkan suatu kombinasi log sumuran yang optimum, maka perlu

dilakukan pemilihan terhadap berbagai jenis log sumuran yang tersedia di lapangan.

Faktor–faktor yang perlu dipertimbangkan dalam pemilihan kombinasi logging open

hole yang optimum adalah :

1. Jenis fluida (lumpur) pemboran yang digunakan (salt mud, water base mud,

oil base mud).

2. Jenis formasi batuan yang ditembus lubang bor (sandstone, carbonat,

vulcanic/tuff).

3. Karakteristik invasi filtrat lumpur.

4. Kondisi lubang bor (diameter lubang bor, cased hole, dan lain sebagainya).

5. Ketebalan lapisan batuan yang akan diukur logging.

6. Distribusi porositas dan resistivitas batuan.

7. Kondisi optimum dari setiap peralatan logging sumur yang ada.

Komposisi kombinasi log minimal harus meliputi tiga jenis log, yaitu:

1. Log lithologi

2. Log resistivitas

3. Log porositas

Dari ketiga kelompok log di atas, yang paling banyak dipengaruhi oleh fluida

pemboran adalah log resistivitas (listrik). Dan alat logging dipergunakan untuk

memperoleh data yang diperlukan dalam evaluasi formasi serta menentukan

potensial produktivitas yang dimiliki. Potensial produksi dilakukan dengan cara

pengujian terhadap lapisan yang diperkirakan mempunyai prospek kandungan

hidrokarbon. Penilaian suatu lapangan ditujukan pada penentuan paramater fisik

yang terdiri dari ketebalan lapisan, permeabilitas, porositas, dan kandungan minyak.

Metode interpretasi log ada dua :

1. Metode kualitatif.

2. Metode kuantitatif (Quick look dan Detailed Evaluation).



74

Tujuan Analisis

Kombinasi log dapat digunakan untuk :

1. Menentukan lapisan yang mengandung unsur hidrokarbon.

2. Menentukan permeabilitas batuan.

3. Menentukan porositas.

4. Mendapatkan kepastian jenis formasinya. Kombinasi log ini merupakan

gabungan dari aplikasi log listrik, log induksi dan log radioaktif.

Dalam metode Kuantitatif, tujuan yang akan dicapai adalah:

1. Ketebalan lapisan porous dan permeable (SP log, Caliper dan GR log).

2. Kandungan fluida dalam batuan (IES, FDC-CNL).

3. Jenis lithologi (Density log, Neutron log dan Sonic log).

Penentuan Saturasi Air

Metode yang digunakan terdiri dari :

1. Saturasi air dari metode Archie

2. Saturasi air dari metode Simandoux

3. Saturasi air dari metode Waxman-Smits (CEC)

4. Saturasi air dari metode Waxman-Smits-Juhasz

5. Saturasi air dari bulk volume water

6. Persamaan Indonesia Water Saturation untuk dispersed shaly sand

7. Saturasi air dari metode Ratio

8. Saturasi air dari metode Poupon untuk laminated sand

9. Saturasi air dari metode Modified Simandoux untuk laminated sand

10. Water saturation Smoothing

Saturasi Air dari Metode Archie

Sw = saturasi air dari zona uninvaded (metode Archie)

Rw = resistivity formasi air pada temperatur formasi

Rt = true resistivity dari formasi (koreksi invasi dari ILd R atau LLd R )

Ø = porositas

a = faktor turtuosity

m = eksponen sementasi

n = eksponen saturasi, bervariasi dari 1.8 hingga 2.5. Nilai normalnya 2.0



75

Saturasi air pada zona univaded (Sw), yang dihitung dengan menggunakan

persamaan Archie, adalah parameter paling fundamental dalam evaluasi log. Tapi,

walaupun saturasi zona air diketahui, informasi itu tidak cukup untuk mengevaluasi

potensi produktivitas suatu zona. Harus diketahui pula:

1. Saturasi air cukup rendah untuk dilakukan komplesi bebas air (water-free

completion)

2. Fluida hidrokarbon yang ada dapat bergerak (movable)

3. Zona permeabel

4. Cadangan hidrokarbon yang ada ekonomis dan dapat diproduksikan

(recoverable)

Sxo = saturasi air dari flushed zone (metode Archie)

Rmf = resistivity formasi air pada temperatur formasi

Rxo = shallow resistivity dari Laterolog-8, Microspherical Focused Log

atau Microlaterolog

Ø = porositas

a = faktor turtuosity

m = eksponen sementasi

n = eksponen saturasi, bervariasi dari 1.8 hingga 2.5. Nilai normal 2

Saturasi air pada flushed zone (Sxo) dapat digunakan sebagai indikator dapat

bergeraknya hidrokarbon (hydrocarbom moveability). Contohnya, bila nilai Sxo lebih

besar dari Sw , maka hidrokarbon di flushed zone kemungkinan telah didorong dari

dekat lubang bor oleh fluida pemboran yang menginvasi formasi.

Saturasi Air dari Metode Simandoux

Untuk formasi pasir dan clay, Simandoux menyarankan untuk menggunakan

pesamaan konduktivitas sebagai berikut:

Cc = konduktivitas dispersed clay

Bila digunakan eksponen saturasi sebesar n = 2.0, diasumsikan terbentuk sebuah

persamaan parabolik, yang dapat ditulis sebagai



76

Dengan beberapa modifikasi matematis dan disubstitusikan ke dalam persamaan

Tixier, menghasilkan persamaan saturasi air sebagai berikut:

Saturasi Air dari Metode Waxman-Smits (CEC)

Metoda ini digunakan untuk dispersed clay, sebagai berikut:

dengan Q v dari persamaan Waxman & Thomas, sebagai berikut:

Keterangan

Qv = konsentrasi ion dalam air formasi yang kontak dengan clay

(meg/ml)

CEC = Cation Exchange Capacity (meg/gm)

B = ekuivalen konduktansi untuk clay exchange sebagai fungsi dari

Rw

Metoda Waxman-Smits ini berlaku untuk berbagai salinitas air formasi

Saturasi Air dari Metode Waxman-Smits-Juhasz

Bila kemudian kembali lakukan perhitungan

Sw2 seperti di atas.

Persamaan ini menormalisasi CEC dan membutuhkan iterasi untuk menemukan

solusinya. keterangan :



77

Ød = porosity dari log density, belum dikoreksi terhadap shale

Øsh = porositas shale total dari log density

m = eksponen sementasi, tanpa satuan

n = eksponen saturasi, tanpa satuan

Rsh = resistivity pada shale bersih

Rd = pembacaan log deep resistivity

Vsh = volume shale, fraksi

Rwtf = resistivity air pada temperatur formasi

Sw2 = saturasi air dengan metoda Juhasz, fraksi

Saturasi Air dari Volume Air Bulk (Bulk Volume Water)

Hasil dari saturasi air formasi dan porositas (Ø) adalah volume air bulk (BVW),

sebagi berikut:

Keterangan

BVW = volume bulk air

Sw = saturasi air di uninvaded zone (persamaan Archie)

Ø = porositas

Bila hasil perhitungan untuk volume air bulk dilakukan disuatu formasi pada

beberapa kedalaman, memberikan hasil yang konstan atau dengan perbedaan yang

sangat kecil, mengindikasikan zona tersebut homogen dan berada pada saturasi air

irreducible (irreducible water saturation, Swirr). Bila suatu zona berada pada

saturasi air irreducible, air yang terhitung di zona uninvaded (Sw) tidak akan

bergerak, karena tertahan di dalam batuan oleh tekanan kapiler. Akibatnya, produksi

hidrokarbon dari zona pada saturasi air irreducible akan bebas air. Formasi yang

tidak berada pada kondisi saturasi air irreducible akan memiliki nilai saturasi air bulk

yang bervariasi. Karena jumlah air yang dapat ditampung dalam batuan berbanding

terbalik dengan ukuran grain, maka volume air bulk akan berbanding terbalik dengan

ukuran grain.

Indonesian Water Saturation Untuk Dispersed Shaly Sands



78

Keterangan

a = eksponen tortuosity, tanpa satuan



Øe = porositas efektif, fraksi


Rsh = resistivity shale (ohm-m)


Swi = saturasi air toal (fraksi)

Vsh = volume shale (fraksi)

Saturasi Air dari Metode Ratio

Keterangan


Rd = pembacaan log deep resistivity, (ohm-m)

Rxo = pembacaan log shallow resistivity, (ohm-m)

Rmf@ft = resistivity filtrat lumpur pada temperatur formasi

Rw@ft = resistivity air pada temperatur formasi

Swr = saturasi air dari metode ratio

Ketika tidak ada data porosity yang tersedia, saturasi dapat diperoleh dengan

membandingkan log shallow resistivity dan deep resistivity. Formula ini belum

terkoreksi terhadap shale Metode ini adalah cara terakhir untuk memperoleh saturasi

bila tidak tersedia log porosity.

3.8. Saturasi Air dari Metode Poupon Untuk Laminated Sands

Pada sistem laminated sandstone, Vsh = p



79

Keterangan








Swi = saturasi air total (fraksi)


Saturasi Air dari Metode modified Simandoux Untuk Laminated Sands

Keterangan








Sw = saturasi air total (fraksi)

Sw1 = saturasi air iterasi (fraksi)




80

Water Saturation Smoothing

Schlumberger penyarankan fungsi smoothing untuk mengurangi kesalahan statistikal

pada data saturasi pada bagian atas dan bawah dari data tersebut

bila 0.75 < < 0.25 S w , nilai S w tidak berubah

Keterangan

Sw = saturasi air dari metode mana pun (fraksi)

Hydraulic Flow Unit

Kriteria pembagian atau pemilahan lapisan oleh ahli geologi biasanya didasarkan

pada pengenalan facies yang mengidentifikasi batuan berdasarkan genesanya. Unit

genesa yang didefinisikan oleh ahli geologi ini kadang-kadang sesuai dengan

kebutuhan operasional bagi ahli reservoir karena batas batasnya bersesuaian dengan

perubahan drastis kelakuan hidroliknya. Meskipun demikian hal initidak selalu

terjadi sehingga diperlukan penajaman perhatian pada kelakuan hidrolik yang lebih

rinci. Perlunya pemisahan pendekatan geologi dan engineering ini menggunakan

konsep “hydraulic flow unit”.

Flow unit didefinisikan sebagai suatu zona reservoir yang memiliki kemenerusan

lateral, dimana didalamnya terkandung sifat geologi tentang aliran fluidanya

konsisten dan berbeda dengan unit sekitarnya. Pada dasarnya yang memberi ciri

aliran fluida pada batuan adalah besarnya “pore-throat”. Dengan demikian lebih

spesifik lagi “flow unit” dapat diartikan sebagai zona yang didominasi oleh jari-jari

pore-throat yang relatif serba sama, sehingga menunjukkan kelakuan aliran fluida

yang konsisten. Mestinya flow unit dapat dicirikan dari kurva tekanan kapiler yang

diukur pada contoh batuan inti atau pendekatan (approximation) rasio permeabilitas /

porositas pada batuan non-granular.

Pada bagian reservoir yang airnya tidak ikut terproduksi (water-free reservoir zone),

penentuan flow unit dapat juga didasarkan pada perubahan drastis saturasi air

irreducible yang mencerminkan perubahan drastis ukuran pore-throat-nya. Karena

jarang tersedianya pengukuran tekanan kapiler dan data pore-throat, maka pemilahan

flow unit seringkali didasarkan pada log wireline logs. Kandungan shale yang diukur

dari log sinar Gamma atau log lain yang sensitif terhadap keberadaan shale umum



81

dipakai sebagai panduan pada reservoir klastik, tetapi menjadi kurang berperan pada

reservoir karbonat. Untuk itu biasanya faktor photoelectric dapat dipakai untuk

memerikan unit limestone dan dolomit yang menjadi tumpuan pemilahan flow unit.

Persamaan Flow unit didasarkan pada persamaan modifikasi Kozeny-Carmen dan

Konsep Radius Hidrolik Rata-rata (Mean Hydraulic Radius). dalam menganalisa

flow unit dibutuhkan data dari core dan well log

Langkah Kerja

Prosedur yang digunakan dalam perhitungan ini menggunakan metode detailed

evaluation yaitu dengan menggunakan schlumberger/indonesian equation.

1. Tentukan ketebalan lapisan yang dianalisa.

2. Tentukan Tf :

Tf = Ts + AnalisaxDepthBHTDepth

TBHT s

3. Tentukan Rmf@Tf :

Rmf@Tf = Rmf@Tukur x 77,6

77,6

f

ukur

T

T

4. Tentukan SSP dari SP Log

5. Tentukan Rw :

SSP = -K Logwe

mfe

R

R; dengan

w

mf

we

mfe

R

R

R

R

w

mf

R

RLog

K

SSP

K

SSP

w

mf

R

R10

Rw =

K

SSP

mfR

10

Rw =

46077

4607,70

10

Tf

SSP

mfR

6. Tentukan Vclay

a. Vshale Gamma Ray

Vclay GR = minmax

minlog

GRGR

GRGR



82

b. Vclay SP

Vclay SP = 1- SSP

SP

7. Tentukan ØD :

ØD = fma

bma

8. Tentukan ØDC:

ØDC = ØD – (Vclay x ØDclay)

ØDclay =fma

clayma

9. Tentukan ØN:

ØN = 1,02 ØNlog + 0,0425

10. Tentukan ФNC:

ØNC = ØN – (Vclay x ØNclay)

11. Tentukan porositas FDL-CNL (Ø*):

9

72 DCNC*

12. Tentukan Sxo:

mf

*

clay

2

Vclay-1

clay

xo

XO

RaR

VR

1S

Rxo dari chart LLS (short normal)

Rclay dari chart LLD (Rt minimum)

13. Tentukan Shr:

Shr = 1-Sxo

14. Tentukan porositas FDL-CNL Ø*c

hr

DCNC* S1,019

72C

15. Tentukan Sw:

w

*

clay

2

Vclay-1

clay

t

w

RaR

VR

1S

C

16. Plot hasil analisa dalam track log



83

Langkah Kerja

1. Siapkan data permeabilitas (k), porositas (Ø), tekanan kapiler (Pc) dan

mineralogi

2. Lakukan perhitungan terhadap Øz, RQI, FZI dan ØR dengan persamaan

berikut

ØZ =

3. Plot antara log RQI vs log ØZ, log k vs log ØR, log k/Ø vs log ØR

4. Tentukan jumlah unit yang mengerjakan aplikasi statistik berikut ini:

• Histogram

• Test for normality

• Cluster analysis

• Error analysis

5. Karakterisasi unit-unit hidrolik

• Secara mineralogi dan secara tekstur

• Sensitivitas tekanan

• Pore throat geometry

• Modified J-function

6. Tampilkan hubungan antara variabel diatas dengan FZI

7. Hitung k



84

8. Plot ulang log k vs Φ

9. Plot hasil analisa dalam track log

Tabulasi

1 2 3 4 5 6 Vshale 9 10

No Depth

(m)

Tf

(ºF)

SP SSP Rw SP GR ØD ØDC

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

ØDsh ØN ØNsh ØNC Ø* Rxo Rsh Shr Ø

*corr Sw

21 22 23 24 25

ØZ RQI FZI ØR k



85

BAB VII

PENENTUAN CADANGAN

Log Interpretation (Clean Sand & Shaly Sand)

Interpretasi Log Clean Sand

Menentukan lapisan permeabel, lapisan mengandung hidrokarbon, untuk mencari

harga-harga porositas batuan (Ø), saturasi air (Sw) dan ketebalan efektif lapisan (h).

Metode yang dipergunakan dengan menggunakan kualitatif dan kuantitatif,

dibutukan rekaman log yang terdiri dari :

a. Log SP dan/atau Log Gamma Ray

b. Log shallow investigation, microlog (ML), proximity log (PL),

c. microlaterolog (MLL), atau micro spherically focused log (MSFL).

d. Log jangkauan menengah (medium investigation); short normal (R16),

spherically focused log (SFL) dan LL8

e. Log jangkauan dalam (deep investigation); Log normal (R64), Induction log

(LLD, 6FF40), atau laterolog (LL7, LL3, LLD), dan

f. Log Sonic, log neutron atau log density.

Batuan bersih (clean formation) adalah batuan endapan (sediment) termasuk dalam

tipe quartzose yang tidak mengandung mineral lempung. Meskipun ada batuan pasir

halus, limestone, dolomite, atau kapur yang mengganjal di pori-pori antar butir,

masih dapat dikategorikan sebagai batuan bersih dalam interpretasi log, karena fokus

disini adalah kelakuan bahan dalam kaitannya dengan kelistrikan (electricity). Dalam

konteks ini lempung dianggap sebagai pengotor (impurities) karena kelakuan

kelistrikannya berbeda dengan mineral mineral diatas. Dari log batuan demikian

dapat dikenali dengan menilik bentuk dan alur defleksi SP yang dapat dijelaskan

dengan teori elektro kimia. Pengenalan menurut log dapat dilakukan dengan melihat

defleksi SP sesuai dengan teori elektrokimia. Secara fisik, batuan-bersih (clean

formation) adalah batuan endapan (sediment), termasuk dalam tipe quartzose yang

tidak mengandung mineral lempung. Meskipun sebenarnya dalam komposisi

mengandung sandstone, limestone, dolomite, atau kapur yang mengganjal di pori-

pori antar butir, mineral ini masih dapat dikategorikan sebagai batuan-bersih dalam

interpretasi log, karena yang menjadi fokus disini adalah kelakuan mineral dalam

kaitannya dengan kelistrikan (electricity). Dalam konteks ini lempung dianggap

sebagai pengotor (impurities) karena kelakuan kelistrikannya berbeda dengan

mineral lainnya. Dari log batuan demikian dapat dikenali dengan menilik bentuk dan

alur defleksi SP yang dapat dijelaskan dengan teori elektro kimia



86

Langkah Kerja

Metode Kualitatif

1. Dari rekaman log SP periksa apakah lapisan yang bersangkutan permeabel:

o Tentukan garis shale (shale base line) dengan menarik satu garis yang

menghubungkan harga-harga SP pada lapisan shale. Kemudian tentukan

garis pasir bersih (clean sand line) dengan menarik garis lurus yang sejajar

dengan lubang bor, dimulai pada formasi pasir dengan harga simpangan

SP tertinggi (Penentuan Garis Shale dan Garis Pasir Bersih dari SP Log)

Penentuan Garis Shale dan Garis Pasir Bersih dari SP Log

o Harga SP pada garis shale menunjukkan lapisan tidak porous dan

permeabel. Penyimpangan harga SP kearah kiri atau kanan dari garis ini

menunjukkan lapisan pasir atau lapisan karbonat yang porous dan

permeabel. (Catatan : syarat-syarat untuk terjadinya penyimpangan SP

dipenuhi)

2. Periksa bentuk dan kwalitas kurva SP untuk menentukan tipe batuan, dan

proses pengendapan (tipe endapan).



87

Klasifikasi bentuk Kurva SP, Melihat Pola pengendapan

Tipikal Pola Log SP untuk Berbagai Jenis Endapan Sedimen



88

Tipikal Pola Log SP Pada Fasies Delta yang Bersifat "Constructional"

Tipikal Pola Log SP Pada Fasies Delta yang Bersifat "Destructional"

3. Jika tersedia rekaman Gamma Ray Log, tipe batuan dapat ditentukan

berdasarkan rekaman masing-masing lapisan.



89

Tipikal Respon Gamma Ray untuk Berbagai Mineral

4. Amati log resistivity jangkauan dalam (R64, 6FF40, ILD dan sebagainya).

Harga resistivitas yang relatif tinggi bisa jadi petunjuk adanya lapisan yang

mengandung hidrokarbon atau sebaliknya merupakan lapisan dengan

porositas rendah. Harga resistivitas yang rendah menunjukkan lapisan

mengandung air (salt water bearing formation).

5. Bandingkan ketiga log jangkauan dangkal (misalnya LL8), jangkauan

menengah (misalnya ILM) dan jangkauan dalam (misalnya ILD) untuk

melihat kedalaman invasi air-tapisan (filtrat) kedalam formasi (lihat tabel

perbandingan invasi filtrat lumpur kedalam formasi)

Tabel Perbandingan Invasi Filtrat Lumpur Kedalam Formasi



90

6. Perkirakan harga saturasi air (Sw) dari rumus berikut :

Ro adalah resistivitas formasi pada zona air, dibaca dari log resistivity

jangkauan dalam.

7. Jika lapisan tidak ada zona airnya hitung Sw berdasarkan rumus berikut

Metode Kuantitatif

1. Tentukan tebal lapisan (h) dari log SP, dengan mengukur jarak antara titik

belok defleksi awal dan titik belok defleksi akhir dari kurva SP.

2. Tentukan harga resistivitas air formasi (Rw) dari SP log.

3. Tentukan harga porositas batuan (Ø)

4. Tentukan harga resistivitas batuan (Rt)

5. Tentukan harga F dengan rumus berikut :

Untuk Lapisan (formasi) lunak

Untuk lapisan (formasi) keras

m = 1.4 2.8 atau bukan berdasarkan Chart Por-1.



91

Gambar Chart Por-1

Harga F dapat pula ditentukan dengan persamaan :

untuk lapisan yang hanya mengandung air, dan

Tentukan harga Rxo

6. Hitung harga Sw berdasarkan rumus berikut :

atau dengan menggunakan nomograph Gambar Chart Sw-1



92

Gambar Chart Sw-1

7. Hitung harga Sxo berdasarkan rumus berikut

8. Hitung harga saturasi minyak yang dapat bergerak (Shm)

9. Hitung recoverable oil setiap acre-ft STB.



93

10. Atau hitung recoverable gas setiap acre-ft dalam MMSCF

Daftar Simbol

Bo = faktor volume formasi, bbl/STB

F = faktor formasi

m = faktor sementasi

Ø = porositas batuan, fraksi

Rmf = resistivitas air lapisan, ohm-m

Rxo = resistivitas daerah terkuras, ohm-m

RW = resistivitas air formasi, ohm-m

Rt = resistivitas batuan, ohm-m

Sor = saturasi minyak tersisa, fraksi

SW = saturasi air formasi, fraksi

Shr = saturasi hidrokarbon tersisa, fraksi

Shm = saturasi hidrokarbon yang dapat bergerak, fraksi

Sxo = saturasi minyak di flushed zone, fraksi

RF = faktor perolehan, fraksi

Pf = tekanan formasi, °F

Tf = temperatur formasi, °F

Z = faktor deviasi gas

Interpretasi Log Shally Sand

Adanya batuan shale atau clay di dalam batuan pasir mempersulit interpretasi

rekaman log,untuk menentukan jumlah minyak di dalam pori batuan. Pengaruh

adanya clay di dalam pori batuan akan memperkecil porositas efektif, permeabilitas

batuan dan membuat persamaan Archie tidak berlaku. Clay terdapat di dalam batuan

dapat berbentuk laminasi, structural atau dispersed, seperti terlihat pada (Gambar

Bentuk distribusi clay didalam sedimen). Keistimewaan shale atau batuan lempung

adalah memiliki bidang permukaan yang sangat luas, sehingga dapat mengikat air

dalam jumlah yang cukup besar pada permukaannya. Air ini akan mempengaruhi

konduktivitas elektrik batuan tetapi tidak mencerminkan konduktivitas kandungan

cairan sebenarnya di dalam. Penggunaan formula standar Archie untuk lapisan shaly

sand yang mengandung minyak akan memberikan harga saturasi air yang lebih besar

sehingga sukar untuk menentukan kepastian adanya minyak pada lapisan tersebut.

Hadirnya clay di dalam batuan pasir yang cukup banyak akan merugikan karena akan

memperkecil permeabilitas batuan.



94

Bentuk distribusi clay didalam sedimen

Dengan adanya pengaruh shale terhadap interpretasi log standar maka muncul

modelmodel untuk interpretasi batuan pasir yang mengandung shale. Metode

tersebut adalah :

1. Metode kompensasi otomatis (The Automatic Compensation Method).

2. Metode berdasar Dispersed Clay.

3. Metode berdasar Simandoux Model.

4. Metode berdasar Dual Water Model.

Persyaratan

1. Metode Automatic Compensation

Tersedia SP log, Porosity log (Sonic log atau Density atau Neutron

log) dan Induction log

Batu-pasir mengandung dispersed clay

Porositas batuan antara medium sampai high (Ø>15%)

2. Metode Dispersed Clay

Tersedia 2 log porosity: Log Sonik dan Log Density

Batu-pasir mengandung authigenic clay (dispersed)

Lapisan tidak mengandung gas

3. Metode Simandoux

Tersedia 2 jenis log porositas, yaitu Log Density dan Log Neutron

4. Metode Dual-Water

Diperlukan q-log, jika tidak ada gunakan log yang dapat berfungsi

sebagai shale indicator untuk menghitung Vsh



95

Langkah Kerja

Metode Automatic Compensation

1. Siapkan data pendukung :

Resistivitas lumpur bor (Rm@Ta)

Resistivitas mud cake (Rmc@Ta)

Resistivitas air tapisan (Rmf@Ta)

2. Baca tebal lapisan dari SP log

3. Baca defleksi SP, RIND, Sonic atau Density Neutron Log pada lapisan yang

bersangkutan dan lapisan shale di dekatnya.

4. Tentukan harga Rw

5. Tentukan harga Rt

6. Tentukan harga ØS tanpa koreksi adanya shale

7. Tentukan harga VSH

8. Hitung harga Øe dengan rumus berikut :

9. Jika porosity log yang digunakan adalah log density atau log neutron,

tentukan harga ØD atau ØN (uncorrected), hitung Øe dengan rumus :

10. Hitung harga saturasi air (Sw) dengan rumus berikut :

Jika Density dan Neutron log yang digunakan

di mana

Metode Dispersed Clay


resistivitas lumpur bor (Rw@Ta)



96

resistivitas kerak lumpur bor (Rmc@Ta)

resistivitas air tapisan (Rmf@Ta)

2. Baca tebal lapisan dari SP log

3. Baca defleksi SP, Sonic Density dan Induction log (deep) pada lapisan yang

bersangkutan dan lapisan shale di dekatnya.

4. Tentukan harga Rw

5. Tentukan harga Rt

6. Tentukan harga porositas ØS dan ØD

7. Tentukan harga VSH.

8. Hitung porositas efektif Øe dengan rumus

9. Hitung harga q dengan rumus

10. Hitung saturasi air (SW) dengan rumus berikut :

Metode Simandoux


resistivitas lumpur bor (Rm@Ta)



2. Baca tebal lapisan (h) dari SP log

3. Baca defleksi log SP, log resistivity, log density dan neutron log pada lapisan

yang bersangkutan, dan pada lapisan shale di dekatnya.

4. Tentukan harga resistivitas air formasi (RW)

5. Tentukan harga resistivitas batuan formasi (Rt)

6. Tentukan harga porositas ØD dan ØN pada lapisan yang bersangkutan dan

pada lapisan shale di dekatnya ØDSH dan ØNSH

7. Tentukan harga VSH

8. Lakukan koreksi porositas ØD dan ØN terhadap shale sebagai berikut :



97

9. Hitung harga porositas efektif berdasarkan rumus

10. Hitung harga saturasi air (Sw)

a. Menggunakan rumus atau Monograp (Saturasi Air Simandoux Chart 1 and 2

- Dresser)

Keterangan :

C = 0.4 untuk batu pasir,

C = 0.45 untuk batu gamping

b. Menggunakan rumus (berikut) untuk formasi di Indonesia

Keterangan :

harga m = n = 2 dan a berkisar antara 0.8 sampai 1.0



98

Gambar Saturasi Air (Simandoux Chart 1 - Dresser)

Gambar Saturasi Air (Simandoux Chart 2 - Dresser)



99

Metode Dual Water


resistivitas lumpur bor (RW@Ta)



2. Baca tebal lapisan (h) dari log SP untuk lapisan yang bersangkutan

3. Baca defleksi log SP, log resistivity, log gamma ray, log density dan log

neutron untuk lapisan yang bersangkutan, lapisan pasir bersih di dekatnya

dan lapisan shale di dekatnya.

4. Tentukan harga resistivitas batuan (Rt), resistivitas pasir bersih (RCL) dan

resistivitas shale di dekatnya (RSH)

5. Tentukan harga porositas ØD, ØN dan ØNSH.

6. Hitung harga VSH

7. Lakukan koreksi porositas terhadap shale dengan rumus berikut :

Perhatikan apakah ada gas yaitu apabila ØNC < ØDC

8. Hitung porositas efektif (Øe) :

9. Tentukan porositas total pada lapisan shale terdekat

dimana ∂ mempunyai harga antara 0.5 sampai 1

10. Hitung harga porositas total (Øt) dan saturasi air dalam ikatan shale (SB)

dengan rumus :

11. Hitung harga resistivitas air formasi (Rw) batuan pasir bersih terdekat dengan

rumus



100

12. Hitung harga resistivitas air dalam ikatan shale pada lapisan shale terdekat

dengan rumus

13. Hitung resistivitas air formasi apparent dalam lapisan yang bersangkutan

(Rwa) dengan rumus:

14. Hitung saturasi air formasi total

15. Hitung saturasi air efektif dalam lapisan yang bersangkutan (Swe) dengan

rumus

Daftar Simbol

a = konstanta, tak bersatuan

h = tebal lapisan, ft

m = faktor sementasi batuan, tak bersatuan

n = konstanta, tak bersatuan

Ø = porositas, fraksi

ØCL = porositas lapisan pasir bersih, fraksi

ØD = porositas dari density log, fraksi

ØDC = ØD dikoreksi terhadap shale , fraksi

ØDSH = ØD pada lapisan shale, fraksi

ØDN = porositas rata-rata antara ØD dan ØN, fraksie


ØN = porositas dari neutron log, fraksi

ØNC = ØN dikoreksi terhadap shale, fraksi

ØNSH = ØN pada lapisan shale, fraksi

ØS = porositas dari sonic log, fraksi

ØSSH = ØS pada lapisan shale, fraksi



101

Øt = porositas total, fraksi

ØtSH = Øt pada lapisan shale, fraksi

q = bagian pori batuan pasir bersih yang ditempati oleh clay, fraksi

Q = Cation Exchange Capacity, meq/cc

RB = resistivitas air dalam ikatan shale, ohm-m

RCL = resistivitas batuan pasir bersih, ohm-m

Rm = resistivitas lumpur bor, ohm-m

Rmc = resistivitas kerak lumpur, ohm-m

Rmf = resistivitas air lapisan, ohm-m

Rind = resistivitas dari induction log, ohm-m

Rt = resistivitas batuan, ohm-m

Rw = resistivitas air formasi, ohm-m

Rwa = Rw apparent, ohm-m

SB = saturasi air yang terikat dalam shale, ohm-m

SP = spontaneous potensial, mv

Sw = saturasi air formasi, fraksi

Swe = saturasi air efektif, fraksi

Swt = saturasi air total, fraksi

Ta = temperatur permukaan, °F

T = temperatur, °F

Vsh = volume shale, Of

Teknik Pemetaan

1. Interval kontur, perbedaan nilal antara dua garis kontur yang berdekatan.

Interval selalu merupakan angka konstan untuk seluruh peta. Perbedaan nilai

ini dapat bersifat angka perbedaan hitung ataupun ratio/perbandingan.

2. Pemilihan nilai kontur, hubungannya dengan

Ketelitian data dalam titik kontrol

Kecepatan perubahan nilai secara lateral atau antara (spacing)

Jika perubahan terlalu cepat maka interval harus besar sehingga spacing

tidak terlalu rapat

Dalam pemilihan nilai

3. Titik kontrol, titik kontrol adalah setiap lokasi dalam peta dimana data

didapatkan. Titik ini dapat berupa sumur pemboran (kering ataupun yang

menghasilkan minyak) ataupun berupa sumur pemboran disebut kontrol

sumur

Prinsip Penggambaran Garis Kontur

1. Prinsip interpolasi/prinsip titik kontrol, garis kontur dengan nilai tertentu

digambarkan diantara titik-titik kontrol. Nilai garis kontrol harus berada

diantara nilai yang tercantum pada kedua titik control.

2. Prinsip ekstrapolasi atau prinsip keseragaman antara (spacing),

penggambaran garis kontur dapat diteruskan diluar titik kontrol dengan



102

memelihara keseragaman spacing dan bentuk. Spacing dari garis kontur dapat

secara perlahan-lahan melebar atau merapat ke arah ekstrapolasi.

3. Garis kontur tidak mungkin bercabang, hal inl merupakan prinsip dari segi

estetika. Jika keadaan memaksa, gambarkan dua garis kontur dengan nilai

yang sama sejajar dan berdekatan.

4. Garis kontur tidak mungkin berpotongan, sama halnya jika keadaan

memaksa, gambarkan dua garis kontur terpisah yang sama nilainya yang

saling menyerempet. Jika nilainya tidak sama hal ini tidak mungkin terjadi

kecuali dalam kontur struktur suatu antiklin rebah (overluned), maka

gambarkan garis yang ada di sebelah bawah sebagai garis terputus-putus.

5. Satu garis kontur tidak dapat bertindak sebagai nilai maksimum,

6. Prinsip keseragaman bentuk, dari segi estetika dan geologi penarikan garis

kontur harus dibimbing sedemikian rupa sehingga bentuknya serupa, seragam

atau subpararel. Sesuaikan dengan bentuk geologi (struktur, ketebalan

sedimen, dan sebagainya) seperti terdapat secara alamiah.

7. Sesuaikan bentuk garis kontur dengan bentuk ideal geologi yang dipetakan.

Jika yang dipetakan adalah struktur geologi atau bentuk tektonik, maka harus

dapat kita bayangkan bentuk-bentuk lipatan, struktur, antiklin, sumbu-sumbu

lipatan, patahan dan sebagainya, yang akan membimbing kita dalam

memberikan bentuk pada garis kontur. Jika yang dipetakan adalah fasies

sedimen, maka harus dapat kita bayangkan asal transport sedimen, garis

pantai, batas energi gelombang, bentuk cekungan, penebalan sedimen.

Tahapan Pembuatan Petageologi Bawah Permukaan

Gambar Korelasi dan Penampang Depth Structure



103

1. Peta Top Structure , peta ini menunjukkan penyebaran puncak suatu lapisan

di bawah permukaan. Penyebaran puncak lapisan dapat berupa sinklin,

antiklin, ataupun datar. Peta ini didapatkan dengan mencatumkan satuan

meter bawah permukaan laut (mbpl) top lapisan pada setiap sumur. Nilai-nilai

ini sebagai acuan untuk membuat kontur struktur.

2. Peta Bottom Structure, peta ini menunjukkan penyebaran lapisan bawah pada

suatu lapisan di bawah permukaan. Penyebaran bawah lapisan dapat berupa

sinklin, antiklin ataupun datar. Peta ini didapatkan dengan mencatumkan

satuan meter bawah permukaan laut(mbpl) bottom lapisan pada setiap sumur.

Nilai-nilai ini sebagai acuan untuk membuat kontur struktur.

3. Peta Isopach, peta ini menggambarkan garis-garis yg menghubungkan titik-

titik suatu formasi/lapisan dengan ketebalan yang sama. Dalam peta bawah

permukaan peta ini merupakan peta batas OWC/GOC yang diplotkan dan di-

overlay pada top structure dan bottom structure.

4. Peta Gross Sand, mekanisme pembuatan peta gross sand sama dengan

pembuatan peta top structure, namun data yang dlgunakan dalam pembuatan

peta ini adalah ketebalan dari suatu lapisan. Peta gross sand tidak

berhubungan dengan ketinggian atau kedalaman tetapi peta ini

menggambarkan penyebaran tebal tipisnya lapisan.

5. Peta Net Sand, peta ini menggambarkan akumulasi ketebalan batupasir, tidak

termasuk akumulasi pengotor seperti batulempung dan sebagainya yang ada

dalam suatu lapisan. Sama halnya dengan peta gross sand, peta ini tidak

berhubungan dengan ketinggian melainkan menggambarkan ketebalan.

6. Peta Net pay, peta ini menggambarkan ketebalan batupasir yang mengandung

hidrokarbon. Lain halnya dengan peta net isopach yang menginformasikan

ketebalan batupasir secara keseluruhan. Informasi yang dapat dilihat pada

peta ini adalah pola penyebaran lapisan yang ditunjukkan oleh kontur

struktur, penyebaran ketebalan batupasir yang ditunjukkan dengan kontur net

isopach dan WOC ataupun OGC. Dengan demikian peta net pay merupakan

gabungan dari peta isopach dan peta net sand.

Prosedur Pembuatan Petakontur Struktur

Tentunkan horison dan tentukan datum

Korelasikan horison tersebut dari sumur ke sumur

Data yang perlu diperhatikan pada log header adalah kelly bushing rotary

table dan baca kedalaman horison tersebut

Kurangkan angka kedalaman horison dengan permukaan tanah/datum dari

permukaan air laut

Nilai hasil dapat diplot pada peta



104

Gambar Overlay Peta Top Structure dan Bottom Structure

Gambar Peta Net Pay, Overlay Peta Isopach dan Peta Net Sand

Penentuan Cadangan

Cadangan (reserves) adalah akumulasi minyak dan gas yang telah dibuktikan

keberadaannya dengan pemboran eksplorasi atau sebagai jumlah (volume) minyak

atau gas didalam reservoar yang telah diketemukan. Volume minyak dan gas yang

semula terakumulasi di dalam reservoar disebut volume minyak awal ditempat atau

Stock Tank Oil Initially In Place (STOIP) atau biasa juga disebut Originally Oil In

Place (OOIP). Dapat ditulis dengan persamaan:

IOIP = 7758 Vb Ø(1-Sw),bbl

IGIP = 43560 VbØ (1-Sw),cuft

Keterangan

Vb = volume bulk

Ø = porositas

Sw = saturasi air



105

Gambar Peta Net Pay

Dalam praktikum kali ini digunakan metode volumetris dengan anggapan bahwa data

produksi sumur yang bersangkutan belum lengkap. Metode volumetris menggunakan

peta sub surface dan isopach yang didasarkan data elektrik WT, Core, DT dan test

produksi, serta peta kontur yang disiapkan untuk membuat peta isopach dimana

terdapat data-data WOC dan GOC. Volume reservoir produktif diperoleh dengan

menggunakan Planimeter. Berdasarkan pembacaan maka volume zone produktif

dapat ditentukan dengan menggunakan metode-metode :

1. Metode pyramidal, merupakan metode yang digunakan bila perbandingan luas

garis kontur kurang dari 0,5. Dengan persamaan sebagai berikut:

Vb = 3

h(An + An+1 + )1nn AA

Keterangan :

Vb = volume batuan

An, An+1 = luas permukaan

h = ketebalan

2. Metode trapezoidal, merupakan metode yang digunakan bila perbandingan luas

garis kontur lebih besar atau sama dengan 0,5. Dengan persamaan sebagai

berikut:

Vb = 2

h (An + An+1)

Keterangan :

Vb = volume batuan

An, An+1 = luas permukaan

h = ketebalan



106

Untuk menunjang hasil yang akurat dalam perhitungan dengan menggunakan metode

volumetrik, maka dapat digunakan metoda cut off reservoir. Metoda cut off reservoir

dapat didefinisikan sebagai suatu harga tertentu dimana dibawah atau diatas harga

tersebut parameter reservoir tidak berlaku lagi untuk dipertimbangkan. Terdapat

beberapa parameter dari cut off antara lain:

a. Cut off porositas didefinisikan sebagai suatu harga porositas dimana harga-

harga porositas dibawah harga tersebut tidak berlaku lagi untuk

dipertimbangkan.

b. Cut off permeabilitas didefinisikan sebagai suatu harga permeabilitas dimana

dibawah harga tersebut permeabilitas sudah tidak berlaku lagi untuk

dipertimbangkan dalam perhitungan.

c. Cut off saturasi air didefinisikan sebagai harga saturasi air, dimana harga

saturasi air diatas harga tersebut tidak lagi dipertimbangkan.

d. Cut off Vclay didefinisikan sebagai harga Vclay dimana Vclay diatas harga

tersebut tidak lagi dipertimbangkan.

Manfaat penentuan cut off untuk memperkirakan cadangan reservoar akan

menghasilkan jumlah yang akurat.

Penentuan Bidang-Bidang Batas Minyak/Air Dan Gas/Air

Batas antara zona minyak dan zona air atau zona gas dan zona air, masing-masing

disebut sebagai Water Oil Contact (WOC) dan Gas - Water Contact (GWC), perlu

diketahui dalam upaya menghitung atau memperkirakan volume minyak atau gas

mula-mula di tempat (Original Oil In Place atau Original Gas In Place). Batas

antara zona gas (gas cap) dan zona minyak disebut Gas-Oil Contact (GOC).

Penentuan atau perkiraan batas (contact) dimaksud dapat dilakukan dengan

menggunakan data atau kombinasi data yang ada berikut ini :

1. Data/hasil interpretasi logs (electric log, Neutron-Density log).

2. Data Repeat Formation Tester (RFT), yaitu data gradien tekanan statik pada

masing-masing zona.

3. Data analisa fluida reservoir, terutama sifat-sifat fisik dan kimiawinya.

4. Data analisa batuan inti (Conventional dan Special Core Analysis).

Bilamana semua data tersebut ada, maka penentuan WOC atau GWC harus

terintegrasi. Pada situasi tertentu mungkin saja hanya sebagian data yang tersedia dan

ini harus dimanfaatkan semaksimal mungkin. Perlu dicatat bahwa bila ada data RFT,

maka perpotongan garis gradien tekanan minyak atau gas dengan garis gradien

tekanan air merupakan posisi atau kedalaman Free Water Level (FWL), bukan WOC



107

atau GWC, kecuali threshold Pressure-nya PCT = 0. Bila harga PCT . 0 (dari data

capillary pressure), maka WOC atau GWC berada di atas FWL sejauh :

Semua parameter dalam kondisi reservoir dan h, PCT masing-masing dalam satuan

feet, psi dan lb/cuft

Metode Adcap

Ada situasi tertentu saat WOC atau GWC tidak atau belum tertembus oleh satu atau

lebih sumur yang sudah dibor. Bila pada situasi ini WOC atau GWC harus

iperkirakan, maka ada cara estimasi (metode Adcap) memperkirakan posisi FWL di

bawah “base sand” (terutama untuk reservoir yang relatif homogen) sebagai berikut :

1. Data yang diperlukan : permeabilitas absolut (Kgas) porositas (Ø), saturasi air

(Sw) vs depth danPc vs Sw

2. Tentukan displacement pressure (Pd)

dimana Pd dalam satuan Psi, k dalam milidarcy dan Ø dalam fraksi

3. Hitung faktor geometri pori - pori (Fg)

4. Hitung Pc untuk harga Sw di (dekat) base sand

5. Perkirakan FWL dari base sand ke bawah sejaun hFWL (dalam satuan feet)

atau reservoir gas

6. Bila ada data tekanan kapiler, maka posisi WOC atau GWC di bawah base

sand adalah



108

Hasil estimasi di atas perlu dicek terhadap kedalaman “spill point”-nya,

konsultasikan dengan geologist apakah posisi kedalaman WOC melebihi

“spill point”-nya atau tidak. Juga, cek tebal kolom hidrokarbon (minyak

dan/atau gas) hHC dan ini perlu data tekanan kapiler dari “cap rock” atau

“seal” :

Keterangan :

Pds = displacement pressure dari seal, Psi

Pdr = displacement pressure dari reservoir, Psi

ρwater = densitas air formasi, gr/cc

ρHC = densitas minyak atau gas, gr/cc

hHC = tebal kolom minyak atau gas dalam reservoir, feet

Langkah Kerja

1. Baca skala peta yang akan dihitung.

2. Gunakan planimeter pada luasan di peta isopach, kemudian baca berapa

konstanta yang ditunjukkan oleh planimeter.

3. Hitung ratio dan tentukan metode luasan yang diukur.

4. Tentukan ketebalan dari luasan.

5. Hitung volume batuan (Vb) dengan menggunakan planimeter.

6. Tentukan ketebalan bersih, dilakukan sebagai berkut:

a. Tentukan Sw rata-rata

b. Tentukan porositas (Ø) rata-rata.

c. Tentukan harga Qekonomik limit dan nilai K (diasumsikan). Dengan

persamaan :

rwre

PwfPehKQ

ln

00708,0

d. Subtitusikan nilai K untuk mendapatkan harga Øcut off.

e. Plot harga Ø*corr dan Sw (hasil interpretasi), Subtitusikan nilai Øcut off yang

didapat dan memotong kurva sehingga diperoleh harga Sw cut off.

f. Buat chart Ø*corr vs depth yang dianalisa dan Sw vs depth yang dianalisa.

g. Plot harga Øcut off pada chart, Ø*corr vs depth dan Plot Swcut off pada chart, Sw

vs depth.

h. Tarik harga masing-masing nilai cut off ke bawah sehingga memotong kurva

Ø*corr vs depth dan Sw vs depth.

i. Tentukan zona yang mempunyai harga Ø*corr yang lebih besar dari Øcut off dan

Tentukan zona yang mempunyai Sw lebih kecil dari Sw cut off.



109

j. Matchingkan kedua zona tersebut untuk mendapatkan ketebalan bersih

(dimana sebagai pengontrolnya adalah Sw) karena yang mengisi pori

ditunjukkan oleh harga Sw-nya, tebal tipisnya bervariasi tergantung dari

harga cut off.

k. Tentukan SwAveg dan ØAveg dari ketebalan bersih.

7. Tentukan nilai N, dengan persamaan:

Boi

SwVbN

128,6

8. Tentukan banyaknya minyak yang terproduksi dengan persamaan:

rwre

PwfPehKQ

ln

00708,0

Tabulasi

Buat tabulasi Average Weighted (Ø dan Sw)

No Depth (ft) * corr Sw K (mD)

Buat grafik Porositas vs Permeabilitas

Buat grafik Porositas vs Saturasi

Buat grafik match Saturasi vs Porositas



110

DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx J. W. et.al, “Petroleum Reservoir Engineering Physical Properties

“,.1960

2. Crafd B.C and Howkins M.F, “ Applied Petroleum Reservoir Engineering “,

1960.

3. Hariyadi, Ir., Kristanto dedy,Msc., “Penilaian Formasi”, Diktat Kuliah,

Jurusan Teknik Perminyakan, UPN “VETERAN” Yogyakarta, Yogyakarta

1999.

4. Haryoko, R. “Dasar Interpretasi Log (Suatu Pedoman Praktis)” Log Analysis,

Production Geologist Pertamina, 1983.

5. Ir., Setyowiyoto Jarot,Msc., “Analisis Data Logging Evaluasi Formasi”,

Yogyakarta 2002.

6. ____________, “ Petunjuk Praktikum Penilaian Formasi “, Laboratorium

Penilaian Formasi, jurusan Teknik Perminyakan, UPN “ Veteran “,

Yogyakarta, 2005.



111

LAMPIRAN

Menentukan Harga Resistivity Air Formasi (RW)

1. Metode SP, lapisan bersih (clean formation), Lapisan yang bersangkutan mempunyai

defleksi SP, Tersedia rekaman resistivity jangkauan dalam dan jangkauan dangkal

2. Metode Rt, lapisan bersih, Lapisan mempunyai zone air, Tersedia rekaman resistivity

jangkauan dalam dan dangkal

3. Metode Resistivity – Porosity Cross Plot

4. Metode Rxo terhadap Rt Cross Plot

Langkah kerja

Metode SP


Diameter lubang bor (dh), Gradien temperatur (G), Resistivity lumpur (Rm)

Bila tersedia gunakan juga :

Resistivity filtrat lumpur (Rmf), Resistivity kerak lumpur (Rmc), Kerapatan jenis lumpur

( m)

2. Tentukan temperatur lapisan (TR) menggunakan Gambar GEN-6 dan hitung harga Rm

pada temperatur tersebut dengan rumus :

R

amRmT

TaTRTR @@

GEN 6



112

3. Tentukan tebal lapisan (h) dari SP log dengan mengukur jarak antara titik belok

(inflection point) awal deflekesi dan titik belok akhir defleksi.

4. Tentukan garis shale (shale base line), garis ini merupakan harga rata-rata SP lapisan –

lapisan shale. Garis tersebut merupakan garis referensi SP = 0

5. Tentukan harga SP lapisan dengan membaca harga skala log dimulai dari shale base

sampai garis rata-rata defleksi SP-nya (-mv)

6. Hitung harga Rmf, Rmfeq, Rmc pada temperatur formasi sebagai berikut :

Gunakan Gambar GEN-9 untuk mendapatkan harga Rmf @ TR

a. Jika harga Rmf @ Ta > 0.1 ohm-m

hitung harga Rmfeq dengan hubungan berikut :

Rmfeq = 0.85 Rmf

b. Jika harga Rmf @ Ta < 0.1 ohm-m, gunakan Gambar SP-2 untuk mendapatkan harga

Rmfeq :

R

amcRmcT

TaTRTR @@

GEN 9



113

7. Apabila tidak ada pengukuran langsung, hitung harga Rmf dan Rmc dari persamaan

berikut :

07.1

mmmf RKR

65.2

69.0mf

mmfmc

R

RRR

Km tergantung densitas kerapatan jenis (density) lumpur seperti terlihat pada Tabel

GEN-7. Baca Rmf dari Gambar SP-2

GEN 7

SP 2

8. Baca dari log resistivity harga Rxo, Ri, di, Rs, dan Rt (lihat pembacaan Rxo, pembacaan Ri

dan Rt)

9. Hitung harga m

s

R

R,

m

xo

R

R,

m

i

R

R,

t

xo

R

R,

hd

h dan

h

i

d

d



114

10. Dari harga SP langkah 5 dan data yang diperoleh dari langkah 8 dan 9 gunakan Gambar

SP-3 atau SP-4 untuk menentukan harga SP.

ESSPcor = ESP x

SPcorSP EE /

1

ESP = ESP x Faktor Koreksin, ESP adalah harga SP hasil langkah 5

SP 3

SP 4



115

11. Tentukan harga Rweq dengan menggunakan Gambar SP-1

Masukkan harga SP pada sumbu datar, tarik garis tegak lurus sehingga memotong

kurva dengan temperatur lapisan yang sesuai. Dari titik potong ini tarik garis mendatar

sampai memotong sumbu tegak untuk menentukan harga Rmfeq / Rweq. Dari harga

Rmfeq/Rweq tersebut tarik garis lurus melalui harga Rmfeq sehingga diperoleh Rweq

SP 1

12. Dengan harga Rweq hasil langkah 10, gunakan gambar SP-2 untuk menentukan harga

RW.



116

Metode Rt


Gradien temperatur (G)

Resistivity lumpur bor (Rm)

Kerapatan jenis lumpur bor ( m)

Bila tersedia gunakan juga :

Resistivity filtrat lumpur (Rmf)

Resistivity kerak lumpur (Rmc)

2. Tentukan temperatur lapisan (TR) menggunakan Gambar GEN-6, kemudian hitung

harga Rm pada temperatur tersebut dengan rumus:

R

a

amRmT

TTRTR @@

3. Hitung harga Rmf, Rmfeq, Rmc pada temperatur formasi sebagai berikut :

Gunakan Gambar GEN-9 untuk mendapatkan harga Rmf @ TR

a. Jika harga Rmf @ Ta > 0.1 ohm-m

Hitung harga Rmfeq dengan hubungan berikut :

Rmfeq = 0.85 Rmf

b. Jika harga Rmf @ Ta > 0.1 ohm-m, gunakan Gambar SP-2 untuk mendapatkan harga

Rmfeq :

R

a

amcRmcT

TTRTR @@

4. Apabila tidak ada pengukuran langsung, hitung harga Rmf dan Rmc dari persamaan berikut

07.1

mmmf RKR

65.2

69.0mf

mmfmc

R

RRR atau untuk air lumpur garam

Rmf = 0.75 Rm

Rmc = 1.5 Rm

Km tergantung kerapatan jenis lumpur seperti terlihat pada Tabel GEN-7.

5. Tentukan harga ROS, biasanya ROS diambil antara 10-20% atau sesuai pengalaman

lapangan.

6. Pada lapisan yang mengandung 100% air tentukan harga Ro dan Rxo dari rekaman

resistivity log (lihat untuk menentukan harga Rxo) Ro adalah Rt lapisan yang

mengandung 100 % air.

7. Hitung RW berdasarkan rumus :

2)1( ROSR

RRR

xo

mfo

W



117

Penentuan Rt

Pembacaan Langsung

Dilakukan dengan pembacaan langsung pada rekaman log normal atau lateral. Untuk normal

16 inci, hasil pembacaan perlu dikoreksi lagi terhadap pengaruh lubang bor menggunakan

kurva khusus.

Metode Grafis

Dilakukan terhadap kombinasi log resistivity jangkauan dalam, sedang dan dangkal, untuk

mengoreksi pengaruh keadaan lubang bor, tebal lapisan dan invasi filtrat lumpur. Macam

kombinasi yang dipakai dewasa ini antara lain:

Dual Induction - Laterolog 8

Dual Induction - SFL

Dual Induction - Laterolog 8 - Rxo

Dual Induction - SFL - Rxo

Dual Laterolog - Rxo

Dual Induction - Rxo

Petunjuk kerja ini menerangkan penentuan harga Rt untuk kombinasi Induction Log (RID,

RIM) dan laterolog 8 (RLL8). Cara yang sama dapat diterapkan untuk kombinasi lain dengan

menggunakan kurva yang sesuai.

Langkah Kerja

Pembacaan Langsung

1. Persiapkan data diameter lubang sumur (dh), ketebalan lapisan (h), resistivity lumpur (Rm),

resistivity lapisan sekitarnya (Rs). Koreksi harga Rm terhadap temperatur lapisan (lihat

pembacaan Rm).

2. Pilih pada tabel petunjuk cara pembacaan Rt yang sesuai bagi data dari langkah 1.

3. Khusus untuk normal 16“, gunakan Gambar Rcor-8 : masukkan data

mR

R16 pada sumbu

tegak, pilih diameter lubang sumur sesuai data dan dapatkan harga m

corr

R

R16.

Harga Rt = R16 corr



118

Rcor 8

Metode Grafis

1. Persiapkan data diameter lubang sumur (dh), stand off, resistivity lumpur (Rm), resistivity

lapisan sekitarnya (Rs). Koreksi harga Rm terhadap temperatur lapisan Koreksi pengaruh

lubang bor :

a. Untuk Laterolog 8: Grafik Rcor-1.

Masukkan data m

LL

R

R 8 pada sumbu mendatar dan pilih diameter lubang sumur serta

Rm yang mendekati data, kemudian dapatkan harga 8

8

LL

corrLL

R

R.

RLL8 corr = 8

8

LL

corrLL

R

R x RLL8’

b. Untuk Induction log : grafik Gambar Rcor - 4a :

Masukkan data diameter lubang sumur pada sumbu mendatar, pilih stand off sesui

data dan dapatkan barehole geometrical factor. Tarik garis lurus dari titik borehole

geometrical factor melalui harga resistivity factor (Rm) untuk mendapatkan Hole

Signal (dalam satuan Conductivity). Konversikan harga resistivity (RIM) hasil

pembacaan menjadi Conductivity IM

IMR

C1000

, kemudian kurangi dengan Hole



119

Signal, diperoleh Conductivity terkoreksi (C), yang dapat dikonversikan menjadi

Resistivity terkoreksi C

R CorrIM

1000. Cara yang sama dapat dilakukan untuk

mengkoreksi RID.

Rcor 1



120

Rcor 4a

2. Lakukan koreksi terhadap ketebalan lapisan atas harga RIM dan RID hasil langkah 2b

menggunakan Gambar Rcor-6 : Pilih kurva untuk Rs yang sesuai. Tarik garis tegak lurus

dari data ketebalan lapisan pada sumbu mendatar, sehingga berpotongan dengan kurva

Ra*)

yang sesuai. Baca harga RIM terkoreksi pada sumbu tegak. *)

Ra = RIM atau RID pada

langkah 2b. Cara yang sama dapat dilakukan untuk mengkoreksi RID hasil 2b

menggunakan Gambar Rcor-5.



121

Rcor 6



122

Rcor 5

3. Koreksi pengaruh invasi menggunakan Gambar Rint-2.

Dari hasil langkah sebelumnya, hitung ID

IM

R

R serta

ID

LLS

R

R. Gunakan hasil gambar

tersebut pada Gambar Rint-2a sehingga diperoleh ID

t

R

R,

t

xo

R

R dan di (jarak interval)



123

Hitung ID

ID

t

t RR

RR

Disamping itu diperoleh harga Rxo :

ID

ID

xoxo R

R

RR

Gambar Chart Rint 2

Daftar Simbol

Rxo = Resisitivity Flushed Zone (ohm-m)

Rt = Resisitivity lapisan sebenarnya (ohm-m)

dh = diameter lubang bor (kaki)

h = tebal lapisan (kaki)

Rm = Resisitivity lumpur (ohm-m)

Rs = Resisitivity batuan sekitar (ohm-m)

R16” = Resisitivity Induction Log 16 Inci (ohm-m)

R16“ Corr = Resisitivity Induction Log 16 Inci terkoreksi (ohm-m)

RLL8 = Resistivity Laterolog-8 (ohm-m)

RLL8 corr = Resistivity Laterolog-8 terkoreksi (ohm-m)

RIM = Induction Resistivity, medium investigation (ohm-m)

CIM = Induction Conductivity, medium investigation (mhos)

RIM corr = Induction Resistivity, medium investigation terkoreksi (ohm-m)

RID = Induction Resistivity, deep investigation (ohm-m)



124

Penentuan Rxo

Menentukan Harga Resistivity Batuan Di Dalam Flushed Zone

Menggunakan alat jangkauan pengamatan pendek :

- Microlog

- Proximity log

- Microlaterolog

- Micro Spherically Focused log

Menggunakan kombinasi alat :

- Dual induction - Laterolog 8

- Dual induction (DIL) Spherically Focused Log

Persyaratan

1. Microlog dan proximity log hanya digunakan dalam lubang bor dengan lumpur dasar air

tawar (fresh water base mud) atau Rmf > 2 Rw dan resistivity batuan tidak lebih dari 200

ohm-m (Rt < 200 Ohm-m).

2. Microlaterolog dan Micro Spherically Focused Log hanya digunakan dalam lubang bor

dengan lumpur dasar air asin (salt water based mud) atau Rmf < 2 Rw dan resisitivity

batuan (Rt) lebih besar dari 200 ohm-m.

3. Petunjuk kerja ini menggunakan alat dan chart interpretasi Schlumberger. Untuk alat dari

perusahaan lain chart interpretasi yang digunakan harus disesuaikan.

Langkah Kerja

Siapkan data pendukung

- diameter lubang bor (dh)

- resistivity kerak lumpur (Rmc @ Ta)

- gradien temperatur (G)

- ketebalan kerak lumpur, kalau ada (hmc)

Penentuan Rxo Dari Microlog

1. Baca kedalaman lapisan dan tentukan temperatur formasi serta hitung resistivity kerak

lumpur Rmc pada temperatur tersebut dengan rumus :

R

a

amcRmcT

TTRTR @@

2. Untuk lapisan bersangkutan baca harga rata-rata resistivity rekaman microlog 1” (11R )

dan harga rata-rata resistivity rekaman microlog 2” (R2).

3. Hitung harga mcR

R 11dan

mcR

R2

4. Koreksi harga mcR

R 11 terhadap diameter lubang bor dengan mengalikan terhadap faktor

korelasi berikut :



125

Diameter lubang bor Faktor koreksi

8 “ 1.00

4 ¾“ 1.15

6“ 1.05

10“ 0.93

5. Dengan menggunakan gambar Rxo-1 (microlog interpretation chart), masukkan harga

mcR

R 11 pada sumbu tegak dan

mcR

R2 pada sumbu mendatar dan tentukan harga

mc

xo

R

R serta

ketebalan kerak lumpur (hmc). Dengan menggunakan harga Rmc yang diketahui, hitung

harga Rxo.

6. Apabila ketebalan kerak lumpur (hmc) yang diperoleh dari Gambar Rxo-1 tersebut

berbeda dari hmc yang diperoleh dari log kaliper atau pengukuran langsung maka

dilakukan langkah-langkah sebagai berikut:

a. Dari harga mc

xo

R

R tarik garis dengan sudut kemiringan 45 hingga memotong kurva

ketebalan kerak lumpur sebenarnya.

b. Baca harga mc

xo

R

Ryang benar serta

mcR

R2. Hitung harga Rxo dari rumus berikut,

mc

mcxoxo

RR

RRRR

/

/

2

2

Penentuan Rxo Dari Proximity Log

1. Siapkan data pendukung. Harga ketebalan kerak lumpur hmc harus diketahui.

2. Hitung Rmc pada temperatur lapisan R

a

amcRmcT

TTRTR @@

3. Untuk lapisan bersangkutan baca harga rata- rata proximity Log (Rp)

4. Hitung harga Rp/Rmc

5. Dengan menggunakan gambar Rxo-2 masukkan harga Rp/Rmc pada sumbu mendatar dan

tarik garis tegak lurus hingga memotong kurva dengan ketebalan kerak lumpur (hmc)

Baca harga Rp corr/Rp pada sumbu tegak. Hitung harga Rxo dengan rumus berikut:

p

t

corrp

xo RR

RR

Penentuan Rxo Dari Microlaterolog


2. Hitung Rmc pada temperatur lapisan



126

R

a

amcRmcT

TTRTR @@

3. Untuk lapisan bersangkutan baca harga resistivity microlaterolog (RMLL)

4. Hitung harga RMLL/Rmc

5. Dengan menggunakan gambar Rxo-2, masukkan harga RMLL/Rmc pada sumbu mendatar

dan tarik garis tegak lurus hingga memotong kurva untuk ketebalan kerak lumpur (hmc).

Baca harga RMLLcorr/Rp. Hitung harga Rxo dengan rumus berikut:

MLL

MLL

corrMLL

xo RR

RR

Penentuan Rxo Dari Microspherically Focused Log (MSFL)


2. Hitung Rmc pada temperatur lapisan R

a

amcRmcT

TTRTR @@

3. Untuk lapisan bersangkutan baca harga rata-rata resistivity MSFL (RMSFL)

4. Hitung harga RMSFL/Rmc

5. Masukkan harga RMSFL/Rmc pada Gambar Rxo-3, (untuk standar MSFL) baca RMSF

corr/RMSFL. Hitung Rxo dengan rumus berikut:

MSFL

MSFL

corrMSFL

xo RR

RR

Bila digunakan Slimhole MSFL gunakan Gambar Rxo-3 (Slim MSFL) untuk

mendapatkan RMSFLcorr/RMSFL

Daftar Simbol

hmc = tebal kerak lumpur, in

Rm = resistivity lumpur bor, ohm-m

RMLL = resistivity Mikro Laterolog

RMLLcorr = resistivity batuan pembacaan Mikro Laterolog, ohm-m

RMSFLcorr = resistivity batuan pembacaan Mikro Spherically Focused Log (MSFL) yang

dikoreksi, ohm-m

R1x1 = resistivity batuan pembacaan micro inverse, ohm-m

R2 = resistivity batuan pembacaan micro normal, ohm-m

Rp = resistivity batuan pembacaan Proximity Log, ohm-m

Rp corr = resistivity batuan pembacaan Proximity Log yang dikoreksi, ohm-m

Rmc = resistivity kerak lumpur, ohm-m

Rt = resistivity batuan didaerah yang tidak terganggu, ohm-m

Rxo = resistivity batuan di flushed zone, ohm-m

Ta = temperatur pemukaan, F

TR = temperatur formasi, F



127

Gambar Summary dari Interpretasi Microlog

Gambar Rxo-1



128

Gambar Rxo-2

Gambar Rxo-3



129

Lithology Symbol



130

Lithology Description from Mud Log Analysis

Tekstur Components of Rock



131

Logging Tool Response in Sedimentary Minerals



132

Logging Tool Response in Sedimentary Minerals (lanjutan)



133

Simbol dan Deskripsi Litologi



134

Simbol dan Deskripsi Litologi (lanjutan)



135

Simbol dan Deskripsi Litologi (lanjutan)

Distribusi Fluida di kondisi Reservoir Water Wet



136

Quick Look to Rw from SP Log

Quick Guide to Rt from Dual Induction Logs



137

Quick Guide to Rt from the Dual Lateralog

Pressure Gradient Around the Oil/Water Contact



138

Integrated Formation Evaluation

panduan praktikum pf-3

Documents