INTERPRETASI LOGGINGANALISA KUALITATIF dan KUANTITATIFTujuan dilakukan interpretasi logging adalah untuk mendapatkan data dari lubang bor sebagai saranapadapenilaianformasidanpenentuanletakzonaproduktif. Maka setelah operasi logging dilakukan, hasil yang diperoleh berupa kurva yang perlu diinterpretasikan dan dianalisa sehingga didapatkan hasil.Interpretasi logging ini dilakukan secara kualitatif dan kuantitatif.Secara kualitatif adalah menganalisa kurva log yang dipilih dan menganalisa lapisan-lapisan yang diindikasikansebagai lapisanprospek.Sedangkan secarakuantitatif adalah menentukan hargaparameter batuansebagai petunjukdalammenentukanjenis kandunganlapisan prospek. Parameter batuan yang digunakan untuk menentukan kandungan lapisan adalah saturasi air (Sw), dimana dalampenentuannya diperlukan parameter lainnya seperti porositas batuan, densitas matrik batuan,volume clay dan sebagainya.1. ANALISA KUALITATIFDalam menganalisa interpretasi logging, pasti diperlukan pengamatan secara cepat pada lapisan formasiyangdiperkirankan sebagai lapisan produktif. Adapun pengamatan ini dapat berupa: identifikasi lapisanpermeabel, ketebalandanbatas lapisan, evaluasi shalines, adanya gas dan perbedaan antara minyak, air.1.1. Identifikasi Lapisan PermeabelUntukmengidentifikasi lapisanproduktifdapat diketahui dengananalisacutting dananalisalog. Padaanalisacuttingdapat diperkirakanlapisanyangproduktif dengan menganalisacuttingyang sampai dipermukaan.Sedangkan analisa log pada pembacaan: defleksiSPLog, separasiResistivity,separasiMicrolog,Caliper Log, danGammaRay Log. Adapun masing-masing logdapat diketahui sebagai berikut :1. Defleksi SPLog: bilamana lumpur pemboran mempunyai perbedaan salinitas dengan air formasi (terutama untuk lumpur air tawar), lapisan permeabel umumnya ditunjukkandenganadanyapenambahandefleksinegatif(kekiri)darishalebase line.2. Separasi Resistivity: adanya invasi dan lapisan permeabel seringditunjukkan dengan adanya separasiantara kurva resistivity investigasi rendah.Penilaian Formasi-AKP13. Separasi Microlog: proses invasi padalapisanpermeabel akanmengakibatkan terjadinya mud cake pada dinding lubang bor. Dua kurva pembacaan akibat adanya mud cake olehmicrolog menimbulkan separasi pada lapisan permeabel dapat dideteksi olehadanyaseparasi positif (microinverselebihkecil daripadamicro normal).4. Caliper Log: dalamkondisi lubang bor yangbaik umunya caliper logdapat digunakan untuk mendeteksi adanya ketebalan mud cake, sehingga dapat memberikan pendeteksian lapisan permeabel.5. GammaRayLog: padaformasi yangmengandungunsur-unsurradioaktif akan memancarkanradioaktif dimanaintensitasnyaakanterekampadadefleksi kurva gamma ray log, pada umumnya defleksi kurva yang membesar menunjukkan intensitas yang besar adalah lapisan shale atau clay, sedangkan defleksi menunjukkan intensitas radioaktif rendah menunjukkan lapisan permeabel.1.2. Ketebalan Lapisan PermeabelKetebalan lapisan batuan dibedakan atas dua, yaitu ketebalan kotor (gross thickness) dan ketebalan bersih (net thickness). Ketebalan kotor (gross thickeness) merupakan tebal lapisan yang dihitung dari puncak lapisan sampai dasar lapisan dari suatu lapisan batuan. Sedangkan ketebalan bersih (net thickness) merupakan tebal lapisan yang dihitung atas ketebalan dari bagian-bagian permeabel dalam suatu lapisan.Penggunaan kedua jenis ketebalan tersebut juga mempunyai tujuan yang berbeda, dimana ketebalan kotor (gross isopach map) adalah untuk mengetahui batas-batas penyebaransuatulapisanbatuansecaramenyeluruh, dimanapadaumumnyadigunakan untuk kegiatan eksplorasi. Sedangkan penggunaan ketebalan bersih adalah untuk perhitungancadangan. Petayangmenggambarkanpenyebaranketebalanbersihdisebut peta net sand isopach.Jenislogyangdapat digunakanuntukmenentukanketebalanlapisanadalah: SP Log, kurva Resistivity, kurva Microresistivity, dan Gamma Ray Log. Adapun dari defleksi kurva log logtersebut:1. SP Log, dapat membedakan lapisan shale dan lapisan permeabel.2. Kurva Resistivity, hasil yang terbaik didapatkan dari laterolog dan induction log.3. Kurva Microresistivity, pada kondisi lumpur yang baik dapat memberikan hasil penyebaran yangvertikal.Penilaian Formasi-AKP24. GRLog, logini dapat membedakan adanya shale danlapisan bukanshale, disamping itu dapat digunakan pada kondisi lubang bor telah dicasing, biasanya dikombinasikan dengan Neutron Log.1.2.1. Sifat-Sifat Fisik Lapisan PermeabelSifat-sifat fisik lapisan permeabel dapat diketahui dari analisa core yang dilakukan dilaboratoriumdanjugadengananalisaloggingyangdilakukansaatpemboranmaupun setelah operasi pemboran selesai. Sifat-sifat lapisan produktif ini meliputi : Porositas Saturasi fluida Permeabilitas Tekanan kapiler1. Porositas ()Untuk penentuan harga porositas dapat dilakukan dengan analisa core dan kombinasi logging. Analisacoreadalahtahapananalisainti batuansetelahcontointi batuandari formasi diperoleh. Tujuananalisacoreadalahuntukmengetahui informasi langsungtentangsifat-sifat fisikbatuanyangditembus selamapemboranberlangsung. Coreyangdidapat sedikitnyatelahmengalami duaproses, yaituprosespemborandan proses perubahan kondisi tekanan dan temperatur. Penentuan porositas dengan kombinasi logging dapat dilakukan dengan cara :a. Density Log Dalammenentukanporositasbatuanjugadipengaruhi olehlithologi kandungan fluidabatuan. PorositasdariDensityLogbiasanyadinotasikandenganFDL(Porositas Formation Density Log) yang mempunyai harga sesuai dengan persamaan dibawah ini:f mab maFDL ..................................................................................(1)Keterangan :ma= Densitas matrik batuan, gr/cc b=Densitas bulk yang dibaca pada kurva FDL untuk setiap kedalaman yang dianalisa, gr/ccf = Densitas fluida, gr/ccPenilaian Formasi-AKP3b. Neutron logPembacaanNeutronLogbaikSNPmaupunCNLtidakhanyatergantungpada porositas tetapi juga lithologi dan kandungan fluidanya. Oleh karena itu penentuan porositas harus mengetahui lithologinya. Harga dari porositas neutron (N) dapat diketahui dengan menggunakan persamaan dibawah ini:( ) 0,0425 1.02NLog N+ ............................................................(2)Keterangan :Nlog= Porositas yang terbaca pada kurva Neutron Log0,0425= Koreksi terhadap limestone formation Lalu besarnya porositas neutron yang mengandung shale atau clay (Nc) dapat diketahui dari persamaan dibawah ini:( )Nclay clay N NcV ..................................................................(3)Keterangan :Vclay = Volume clay (dari GR Log)Nclay= Porositas yang terbaca pada kurva neutron pada lapisanclayc. Sonic logDalam menentukan porositas, sonic log sama seperti pada neutron log atau density log. Harga S dapat diketahui juga dengan menggunakan persamaan dibawah ini:ma fma logSt tt t ...............................................................................(4)Keterangan :tlog=Transitetimeyangdiperolehdari pembacaandefleksi kurvasonik untuksetiap kedalaman, sec/fttma=Transite time matrik batuan, sec/ft tf=Transite time fluida (air), sec/ftBatasan porositas pada suatu lapangan dapat diklasifikasikan menjadi : 0- 5 %=Sangat jelek 5-10 % =Jelek10 - 15 % =Sedang15 -20 %=Baik20-25 %=Baik sekaliPenilaian Formasi-AKP42. Saturasi Fluida Didalamreservoir umumnya terdapat lebih dari satu macamfluida. Untuk mengetahui jumlahmasing-masingfluidamakaperludiketahui saturasi masing-masing fluida tersebut. Umumnya pada formasi zona minyak, kandungan air dalamformasi disebut interstial water atau connate water. Saturasi minyak (So) adalah :total pori pori volumeminyak oleh diisi yang pori pori volumeSo........................ (5)Saturasi air (Sw) adalah :Svolume pori pori yang diisi airvolume pori pori totalw .............................................(6)Saturasi gas (Sg) adalah :Svolume pori pori yang diisi oleh gasvolume pori pori totalg ..................................(7)Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :Sg + So + Sw = 1............................................................................... (8)Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :So + Sw = 1......................................................................................(9)3. PermeabilitasPermeabilitas didefinisikan sebagai kemampuan batuan berpori untuk meloloskan fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Karena ada tiga macam fluida yang mengisi pori-pori batuan maka dikenal :a. Permeabilitas absolut, bila batuan berisi satu macam fluida (saturasi 100%)b. Permeabilitas afektif, bila ada dua atau lebih macam fluida yang mengisi pori-pori batuan tersebut.c. Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas absolut dengan permeabilitas effektif.Dalammenentukanpermeabilitasbatuanpadalapisanproduktifdapat dilakukan analisa logging secara kuantitatif. Willy dan Rose memberikan persamaan empiris dalam batuan pasir, sebagai berikut: Penilaian Formasi-AKP52wi3SC.K

,_

.....................................................................................(10)dimana: harga C tergantung densitas hidrokarbon,untukdensitasminyakC = 250, sedangkan untuk gas kering, C = 79.4. Tekanan kapilerDi dalam pori-pori batuan reservoir dapat mengandung minyak, air, dan gas secara bersama-sama. Setiap fluida akan mempunyai tegangan permukaan yang berlainan. Teganganpermukaantimbul akibat adanya dua fasa fluida yang tidak dapat bercampur, seperti gas dan minyak, gas dan padatan, minyak dengan padatan dan sebagainya. Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yangada antara permukaandua permukaan fluida yang tidak saling campur (cairan-cairan atau cairan-gas), sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. Besarnya tekanan kapiler ini dipengaruhi oleh adanya tegangan permukaan, sudut kontak antara minyak-air-zat padat dan jari-jari kelengkungan pori.Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalamreservoir minyak maupun gas, yaitu : Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoar dalam arah vertikal.1.3. Water Oil Contact (WOC) atau Gas Oil Contact(GOC)WOCadalahsuatulevel dimanafluidayangdiproduksikanadalah100%air, demikianjugaGOC, yaituapabiladiataslevel yangdiproduksikan100%adalahgas. Penentuan lapisan produkif dengan letak WOC dan GOC dapat dilakukan salah satunya dengananalisakualitatifdankuantitatif berdasarkan interpretasi dari hasil logging yang ada.1.3.1.Lapisan Minyak Untuk mengidentifikasi lapisan produktif tersebut merupakan lapisan minyak maka dapat ditentukandenganinterpretasi logging. Dari interpretasi logginghanyadilakukan Penilaian Formasi-AKP6pada lapisan porous dan permeable. Adanya perbedaan sifat fisik minyak, air, dan gas akan memberikandefleksi kurvayangberbedasehinggadapat diketahui indikasi keberadaan ketiga fluida tersebut.Interpretasi adanya Minyak Defleksi kurva resistivity log pada minyak relatif lebih besar dari air namun lebih kecil dari gas. Kedudukan kurva MSFL Log disebelah kiri dari kurva LLD Log. Defleksi kurva neutron log dan densitas log saling mendekati atau separasi relatifsempit dengankedudukan kurva NeutronLog disebelah kanandankurva Density Log disebelah kiri. Interpretasi Lapisan Minyak Secara Kuantitatif, digunakan untuk mencari besarnya harga resistivity air formasi, porositas, saturasi air formasi dan evaluasi Vclay, yang pada akhirnya bermanfaat pada penentuan besarnya cadangan minyak dan gas yang terkandung didalam lapisan produktif yang telah diinterpretasikan secara kualitatif.1.3.2. Lapisan GasDalammengidentifikasi lapisanproduktif tersebut merupakanlapisangas, maka jugadapatditentukandenganmud log dan analisa logging. Untuk gas yang terkandung dalam lumpur maupun dalam cutting dapat dianalisa dengan beberapa cara, antara lain : Hot wire analyzer Gas chromathograph Infrared analyzerUntukmengetahui lapisantersebutmerupakanlapisangasdapatjugaditentukan dengan interpretasi logging Interpretasi adanya gas. 1. Defleksi kurva log tahanan jenis sangat menonjol dan relatif lebih besar pada zona gas dibandingkan minyak dan air, dimana separasi kurva MSFL log dan LLD log relatif renggangdibandingkandenganseparasi padaminyakdengankedudukan kurvaMSFLlogdisebelahkiri dankurvaLLDlogdi sebelahkanan. Hal ini disebabkangas memiliki tahananjenis yanglebihbesar dibandingkanair atau minyak.Penilaian Formasi-AKP72. Separasi kurva Neutron Log dan Density Log relatif renggang dibandingkan separasi pada minyak dengan kedudukan kurva Neutron Log disebelah kanan dan kurva Density Log disebelah kiri (separasi positif).Dengan indikasi fluida yang ada maka secara langsung dapat pula diketahui batas air antar fluida baik itu batas minyak-air atau batas minyak-gas, dengan catatan distribusi porositas dan saturasi dianggap merata.1.4. Evaluasi Shalines.Ada beberapa cara untuk menentukan adanya kandungan clay (Vclay) secara kuantitatif, yaitu sebagai berikut :a. Vclay SP LogHarga Vclay dari SP log dapat ditentukan dari rumus :Vclay SP =SSPSPlog1....................................................................... (11)Keterangan :SP log = Pembacaan kurva SP pada formasi tersebutSSP = Harga pembacaan pada kurva SP maksimal.Vclay akan berharga tinggi pada lapisan yang mengandung hidrokarbon, digunakan pada lapisan pasir yang terisi air yang mempunyai tahanan batuan rendah sampai menengah serta baik untuk laminated shale.b. Vclay ResistivityTahanan batuan dari campuran antara clay dan mineral tidak konduktif (quartz) serta tidakdijumpai adanyaporositas tergantungdari tahananclaydanisi dari clayitu sendiri. Kondisi ini dapat ditunjukkan dalam rumus Archie, sebagai berikut :Rt = Rclay/(Vclay)bUntuk lapisan shale yang mengandung hidrokarbon, Vclay dapat dicari sebagai berikut :1/bclay lim clayt l clayclayR .R VR .R R.Rt Vim11]1

........................................................ (12)Keterangan :Rclay= Tahanan lapisan clay yang berdekatan dengan lapisan prospekRt=Tahanan batuan dalam reservoirRlim=Tahanan tertinggi pada lapisan hidrokarbonPenilaian Formasi-AKP8c. Vclay Gamma Ray (GR) LogBila tingkat radioaktif clay konstan dan tidak ada mineral lain yang bersifat radioaktif, maka pembacaanGamma Raysetelah koreksi terhadapkondisi lubangbor dapat dinyatakan :Vclay=min maxmin readGr GRGR GR.................................................................... (13)Keterangan :GRread=Pembacaan GR pada interval prospekGRmax=Hasil pembacaan log maksimalGRmin=Hasil pembacaan log minimal.d. Vclay Neutron (N) LogIndeks Porositas Neutron dapat dinyatakan sebagai berikut :N=.Nf+Nclay.Vclay ....................................................................................................(14)Keterangan :N= Harga porositas neutron pada pengamatanNclay= Harga porositas neutron dari lapisan yang berdekatan.Harga Vclay dapat dicari dengan persamaan : (Vclay)N=N / Nclay ..................................................................... (15)kualitas identifikasi clay neutron akan menjadi baik bila indeks porositas clay,Nclay besar, sedangkan pengaruh matrik dapat diabaikan karena kecil.e. Vclay Kombinasi Neutron-DensityPada interval bersih yang mengandung gas, N akan terlalu rendah karena Nf pada dasarnya lebih kecil dari 1 dan D terlalu tinggi karena f < filtrat lumpur sehingga A > 1N = . Nf........................................................................................................................................(16)D = A. mf maf ma.................................................................(17)Dengan anggapan pori-pori terisi filtrat lumpur :( )ma mf b. D 1 D. + ..............................................................(18)AtauPenilaian Formasi-AKP9( )ma D f b. 1 . + ...................................................................(19)Pada shaly yang berisi gas adalah :clay clay f. . V N . N + .............................................................(20)clay clay. . V A. D + .......................................................................(21)DimanaclayN danclayD merupakan yang diperoleh dari Neutron dan Density log, sedangkanmf maclay maclay D ...........................................................................(22)Sehingga( )( )clay clayclayD A/ ND A/ NV NfNf.......................................................(23)Koefisien A/Nf tergantung dari fluida formasi, gas, minyak dan air.f. Vclay Sonic-DensityKombinasi dari Sonic-Density Log dapat dapat digunakan pada kombinasi Neutron-Densitylog.Keuntungandari kondisi ini adalahdapat mengurangi ketergantungan posisi garis Vclay = 0 pada lithologi dan kandungan fluidanya. Cross plot antara Sonic-Densitydapat dilakukanseperti padaNeutronDensity, perludiperhatikanbahwa Sonic-Density dan Neutron-Density, dapat digunakan bila kondisi lubang bor baik.g. Vclay kombinasi Neutron-SonicPada kombinasi SNP Neutron-Sonic tidak digunakan karena kedua log tersebut mempunyai pengaruhyangsamaterhadapclay, sedangkankombinasi antaraGNT Neutron-Sonic dapat digunakan untuk menentukan indikasi Vclay, karena GNT mempuyai pengaruhterhadapclayyanglebihbesar ( clay claySNP GNT >). Serta kombinasi ini sangat bagus dipergunakan pada formasi gas.5.2. ANALISA KUANTITATIF5.2.1. PorositasAdatigamacamlogporositasyangbiasadigunakan, yaitu: LogDensitas, Log Neutron, dan Log Sonic. Tiap log menunjukkan respon porositas dengan cara yang Penilaian Formasi-AKP10berbeda, sehingga kombinasi dari dua atau tiga log sangat penting untuk memberikan data yang cukup dalam penentuan porositas, lithologi dan karakteristik reservoir serta membedakan minyak dengan air.5.2.1.4. Porositas yang Dihubungkan Dengan Faktor Formasi ( F )Porositas ini merupakannporositas yang diperoleh dari Resistivity Log yang berdasarkan atas hubungan antara faktor formasi (F) dengan porositas. Adapun hubungan tersebut pada formasi bersih (clean formation) yang penuh air adalah :F = Ro / Rw atau F = Rxo / Rmf ...........................................................(5-24)Sedangkanuntukformasi hidrokarbonmenggunakanperhitunganporositas flush zone sebagai berikut :F = Sxo2.Rxo/Rmf...............................................................................(5-25)Keterangan :Sxo: Saturasi air filtrate pada flush zone (dianggap Sxo = 1- Sor atau Sxo = Sw 51)Ro: Tahanan formasi dengan saturasi air formasi 100 %Rw: Tahanan air formasiRxo: Tahanan formasi pada flush zoneRmf: Tahanan air filtratSor: Saturasi air residuPada formasi shaly sand harga F dicari dengan persamaan dibawah ini :w2wtF.RVclay)S (1lay Ralay VR1 + cc..............................................................(5-26)w2xotF.RVclay)S (1lay Rlay VR1 + cc..............................................................(5-27)Untukmencari porositas, maka hargaFdihubungkandenganpersamaanArchie sebagai berikut :F = a/m..........................................................................................(5-28)Keterangan :a: Konstantam: Faktor sementasiatau persamaan Humble :Penilaian Formasi-AKP11F = 0.62 / 15 . 2..................................................................................(5-29)5.2.1.1. Porositas dari Single Tool Porosity Sonic LogSoniclogadalahlogporositasyangmengukurinterval transitetime( t) dari gelombang suarayangmelewati tiap feet dari formasi,dimana t ini dipengaruhioleh jenis batuan dan porositas. Karena itu kecepatan pada matriks formasi (Tabel V-1.) harus diketahui untukmenentukanporositassonic(S)denganchart(Gambar5-1)maupun rumus Wylie et.al.Tabel V-1.Kecepatan Sonic dan t Untuk Beberapa Jenis Matriks (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Jenis Material Vma (ft/sec) tma ( sec/ft) tma ( sec/ft)Sandstone 18000-19500 55.5-51.0 55.5-51.0Limestone 21000-23000 47.6-43.5 47.6Dolomites 23000-26000 43.5-38.5 43.5Anhydrites 20000 50.0 50.0Salt 15000 66.7 67.0Casing (iron) 17500 57.0 57.0Persamaan Wylie :S= ma fma logt tt t.........................................................................(5-30)Keterangan :S = Porositas sonic tma= Interval transite timematriks tlog= Interval time formasi tf= Interval transite time fluida dalam sumur (fresh mud = 189, salt mud = 185)Assumsi yang digunakan dalam persamaan Wylie :- Porositas antar butiran seragam- Formasi mengandung airPenilaian Formasi-AKP12- Formasi terkompaksi (padat)- Formasi bersih (tidak mengandung shale) Untuk batuan kurang kompak akan memberikan travel time yang lebih panjang dari batuankompaksehinggapersamaandiatasharusditambahkandenganfaktor kompaksi (Cp), menjadi :C p1x t t t tm a fm a l o gS

,_

............................................................... (5-31)100xC tCpsh ................................................................................... (5-32)Keterangan :Cp = Faktor kompaksi tsh= Interval transite time adjacent shaleC = Konstanta, umumnya 1.0 (Hilchie, 1978)Untuk efek hidrokarbon perlu koreksi untuk harga porositas, sebagai berikut : =S x 0.7 (gas)..........................................................................(5-33) = S x 0.9 (minyak)..................................................................(5-34)Density LogLog Density merupakan log porositas yang mengukur electron density dari formasi. Penentuan porositas hasil interpretasi DensityLog dari formasicleanadalah sebagai berikut :b= .f + (1-).ma ........................................................................................................ (5-35)sehingga :D = f mab ma .............................................................................. (5-36)Keterangan :ma= Densitas matrik batuan, gr/cc= 2.65 gr/cc untuk sandstone, kuarsaPenilaian Formasi-AKP13= 2.68 gr/cc untuk limey sands= 2.71 gr/cc untuk sandstones= 2.87 gr/cc untuk limestonesf = Densitas fluida formasi (pendekatan densitas dari filtrat lumpur yang digunakan)= 1.0 untuk air tawar= 1.0 + 0.73 N untuk lumpur air asinHargaporositastersebut dikoreksi terhadapkondisi lubangborsehinggapersamaannya menjadi :Dcorr..............................................................................................=D (Dclay - Vclay) (5-37)Keterangan :Dclay = mf maclay ma ............................................................. (5-38)clay= Densitas padaclaymf= Densitas pada mud filtrat Neutron LogLog Neutronmerupakan log yang digunakan untuk mengukur porositas batuan dengan mengukur kecepatan sinar gamma oleh detector yang menunjukkan banyak sedikitnyahidrogendidalambatuan. Karenahidrogenpalingbanyakdijumpai didalam fluida maka indeks hidrogensecara langsungberhubungan denganporositas.Untuk Neutron Log dikoreksi terhadap lubang bor dengan menggunakan persamaan :Ncorr= N (Vclay x Nclay) ........................................................ (5-39)Keterangan :Nclay= Porositas neutron di lempungPembacaan log neutron baik SNP maupun CNL tidak hanya tergantung pada tetapi juga lithologinya, seperti terlihat pada Gambar 5.2.Penilaian Formasi-AKP14Penilaian Formasi-AKP15Gambar 5-1. Chart untuk Konversi Interval Transite Time ( t) Menjadi Porositas Sonic (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP16Gambar 5.2. Grafik Ekuivalen Porositas Neutron (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)5.2.1.2. Porositas dari Kombinasi Dua Log Dalam menentukan porositas yang sebenarnya adalah sulit karena tergantung dari lithologi danfluidanya. Sehinggadalammenentukanharusduaataulebihmineral Penilaian Formasi-AKP17batuan. Oleh karena itu, disamping dapat menentukan adanya minyak, gas dan komponen matriks batuan, maka kombinasi logging seperti: Neutron-Density Log dan Neutron-Sonic Logdapatmenentukanbatuanyang kompleks.Sedangkan untuk Sonic-DensityLog kurangmemberikanyangbaik, tetapi bergunauntukmenentukanbeberapamineral evaporate.Untuk menentukanpada dua campuran mineral adalah mudah dengan menggunakan chart, sedang untuk pada tiga mineral (Silica, Limestone dan Dolomite) adalahdenganmenggunakanchart dengan anggapanbahwa mineralterdiridari mineral Silika dan Dolomit.a. Neutron-Density LogPadaGambar5.3.ditunjukkancrossplot antaraNeutron-DensityLog, dimana garis-garis (Sandstone, Limestone, Dolomite, dll) merupakan titik lithologi yang jenuh air dan dibagi menjadi bagian-bagian porositas. Pada formasi yang mengandung hidrokarbon (h>0.25) porositas dari kombinasi dari dua log tersebut, sebagi berikut :untuk lapisan yang terisi dengan cairan :2D N +...................................................................................(5-40)Keterangan :N= Porositas dari Neutron LogD= Porositas dari Density Logb. Sonic-Neutron logPlot antaraSonic-Neutron log akan memberikan hasil yang baik untuk lithologi Sandstone, Limestone, Dolomite, seperti plot antara Neutron-Density Log. Crossplot kedua log ini dapat dilihat pada Gambar 5.4.c. Cross Plot antara Sonic-Density logCross plot antara Sonic-Density log akan memberikan hasil porositas batuan yang kurang baik karena kesalahan dalam pemilihan pasangan lithologi akan memberikan hasil yang jauh berbeda. Tetapi cross plot ini berguna untuk menentukan beberapa mineral evaporate (penentuan lithologi), dapat dilihat pada Gambar 5.5.Faktor faktor yang perlu diperhatikan dan yang mempengaruhi teknik cross plot diantaranyapengaruhkondisiscale,porositas sekunder danadanya hidrokarbon.Adanya Penilaian Formasi-AKP18kandungan Shale dapat menyebabkan penyimpangan titik cross plot kearah titik shale pada chart. Titikshale didapatdari pengeplotan harga porositas apperent (Dsh,Nsh,tsh) yang diamati pada lapisan Shale.Harga shale ini hanya boleh mendekati parameter material shale dalam lapisan permeabel.Sonic Log tidak mengenal porositas vuggy dan rekah tetapi juga porositas intergranular dan porositas sekunder. Sedang alat Neutron dan Density hanya mengetahui total batuan, sekunder ini biasanya ditulis sebagai secondary porosity index (SPI).SPI = . sonic.............................................................................(5-41)Keterangan : = Porositas yang diperoleh dari Neutron Log dan atau Density LogAdanyakandungangas atau hidrokarbonringan akanmempengaruhi pembacaan alat density dan neutron, sedangkan sonic hanya terjadi pada formasi yang tidak kompak. Pengaruh terhadap alat Neutron akan menurunkan pembacaan , sedang untuk sonic juga akan menambah yang sebenarnya. Sehingga pada cross plot diperlukan koreksi gas atau hidrokarbon ringan agar dan indikasi lithologi menjadi besar.Penilaian Formasi-AKP19Gambar 5.3.Cross Plot antara Neutron-Density Log (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP20Gambar 5.4. Penentuan Porositas dan Lithologi dari Neutron Sonic Log (Sonic-CNL) (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP21Gambar 5.5. Penentuan Porositas dan Lithologi dari Sonic Density Log (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)5.2.1.3. Porositas Dari Multy Porosity LogsPenilaian Formasi-AKP22Multi PorosityLogsdapat mendefinisikanlithologi secaralebihbaik, sehingga dalam menentukan porositas akan menjadi lebih baik pula. Ada dua cara plot yang umum digunakan yaitu M-N plot dan MID plot.a. M-N plotPengeplotan dari tiga data log porositas (Log Sonic, Log Neutron dan Log Densitas) untuk interpretasi lithologi dapat dilakukan dengan M-Nplot. Harga Mdan N didefinisikan sebagai :0,01 t tMf bf.........................................................................(5-42)f bf N NN ...............................................................................(5-43)Keterangan : t = Beda waktu interval dari logf = Densitas fluida (1.0 fresh mud dan 1.1 salt mud)b = Bulk density dari logNf = Porositas neutron fluidaN= Porositas neutron dari log, porositas neutron ini dapat ditentukan dari log CNL atau log Sidewall Neutron Porosity (SNP)pengalian 0,01 dimaksudkan supaya harga M dapat mempermudah pemakaian skala, N dinyatakan dalam unit porositas limestone. Untuk fresh muddiberikan harga tf =189, f1,0danNf=1,0.MetodeM-Nplot didasarkanatashargaparameter matriks (tmax,ma,Nma) dan parameter fluida.Untuk lebih jelasnya lihatGambar 5.6. M-N plot.Tabel V-2.Menentukan M-N untuk Macam-Macam Mineral (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Mineral Fresh Mud Salt MudPenilaian Formasi-AKP23(t = 1) (t = 1.1)M N* M N*Sandstones (1)Vm = 18,000.810 .628 .835 .669Sandstones (2)Vm = 19,500.835 .628 .862 .669Limestone .827 .585 .854 .621Dolomite (1) = 5.5 30%.778 .516 .800 .554Dolomite (2) = 1.5 5.5%.778 .524 .800 .554Dolomite (3) = 0.1 5%.778 .532 .800 .561Anhydritemn = 2.98.702 .505 .718 .532Gypsum 1.015 .378 1.064 .408Salt 1.269 1.032b. MID PlotPrinsip MID plot (Matriks Identification Plot) sama dengan M-N Plot. Pada MID yang terpenting adalah menentukan harga apparent total porosity (ta), dapat dilihat pada Gambar 5.7. harga apparent matriks transite time (a mat ) (, yang mana dapat dilihat pada Gambar 5.8.dan apparent grain density ( )a ma, yang mana dapat dilihat pada Gambar 5.9. Dapat juga dicari dengan persamaan sebagai berikut :Time average relantionship( )( )taf ta sa mat x tt1.........................................................................(5-44)Field observed relationship( )( )ct xt ts tas a ma ..........................................................................(5-45)( )( )taf ta ba max 1........................................................................(5-46)Keterangan :b = Bulk density dari density logts= Interval transite timr dari sonic logf= Density fluidaPenilaian Formasi-AKP24tf= Transite time fluidata= Apparent total porosityc= Konstanta = 0,68Croosplot antara(a mat ) (, dengan( )a ma, padaplot MIDakanmengidentifikasi minera dari batuan yang dapat dilihat pada Gambar 5.10.5.2.2Penentuan Resistivitas Air Formasi (Rw)Ada beberapametodeyang digunakan untuk menghitung resistivitas air formasi, yaitu :1. Analisa Air FormasiPengukuran harga Rw dilakukan dipermukaan dari contoh air formasi dengan melakukan pencatatan terhadap temperatur permukaan. Untuk mendapatkan harga Rw pada temperatur formasi dimana contoh air formasi tersebut berasal maka digunakan persamaan :w(Ts)formasipengukuranw(Tf)xR6.77) (T6.77) (TR++....................................................(5-47)2. Metode SPLangkah penentuan Rw dari metode SP adalah sebagai berikut :- Menentukan temperatur formasi (Tf) dalam 0F :ssfT SSP Depth xLog DepthT BHTT +...................................................(5-48)Keterangan :BHT =Temperatur dasar lubangTs=Temperatur permukaan SSP =Statik SP- Menentukan resistivitas filtrat lumpur (Rmf) pada temperatur formasi :mf(Ts)fsmfR x6.77 T6.77 TR++.................................................................(5-49)-............................................................................................................Menentukan Rmfc :mf mfc0.85xR R .....................................................................(5-50)Penilaian Formasi-AKP25-............................................................................................................Menentukan konstanta SP :) (0.133xT 61 Cf+ ...................................................(5-51)-............................................................................................................Menentukan Rwc dari SP :CSSP10RRmfcwc ................................................................(5-52)5.2.3Penentuan Resistivitas Sebenarnya dan Resistivitas Flushed Zone (Rt ; Rxo)BesarnyaRt dapat ditentukandari hasil pengukurandaerahyangtidakterinvasi dengan menggunakan Induction Log atau Dual Laterolog, sedangkan untuk resistivity pada flushed zone (Rxo) menggunakan Microresistivity Log yaitu MSFL. 5.2.4Saturasi 1.Formasi Clean Sand/CarbonatestmwwR xR x aS........................................................................................(5-53)Keterangan :Rw=Resistivity air, ohm-mRt=True resistivity, ohm-mUntuk formasi pasir m = 2; a = 0.81Untuk formasi limestone dan dolomite m = 2;a = 1.00Humblem = 2.15;a = 0.62n= exponential saturation faktor ( n = 2 )2. Formasi Shally Sand Menentukan harga saturasi air pada zona invasi lumpur (Sxo) :2nxomf2mcclay2V1clayxoS xR x 0.8 RVR1clay111]1

+

,_

......................................(5-54) Menentukan saturasi hidrokarbon sisa (Shr) :xo hrS 1 S ........................................................................................(5-55)Penilaian Formasi-AKP26 Menentukan porositas sebenarnya :( ) [ ]hr c tc0.1xS 1 x ....................................................................(5-56) Menentukan saturasi air formasi :2nww2mcclay2V1claytS xR x 0.8 RVR1clay111]1

+

,_

(Indonesian Equation)......(5-57)5.2.5PermeabilitasPermeabilitas dapat diperoleh dari gradien tahanan/resistivity gradient dan crossplot antara versus Sw.5.2.5.1. Permeabilitas dari Gradient TahananSemakintinggi zonatransisi diataspermukaanair makaSwsemakinkecil dan mengakibatkan tahanan batuan bertambah besar (lebih besar dari Ro). Persamaan permeabilitas sebagai berikut :23 . 2

,_

h wax C k ............................................................................(5-58)a = oRxDR 1......................................................................................(5-59)Keterangan :a= Gradien tahananC= Konstanta = 20R = Perubahan resisitivity, ohm mD = Perubahan kedalaman sebagai akibat perubahan resisitivity, ftRo= Resistivity minyakw= Densitas air formasi, gr/cm3h= Densitas hidrokarbon, gr/cm35.2.5.2. Permeabilitas dari Cross Plot Porositas dan SwWilly dan Rose memberikan persamaan empiris dalambatuan pasir, sebagai berikut :K = C . 3 / (Swi)2...............................................................................(5-60)Penilaian Formasi-AKP27Harga C tergantung density hidrokarbon, berharga 250 untuk densitas minyak menengah, berharga 79 untuk gas kering.Harga Swi diperoleh dari crossplot versusSw, yang mana harga ini merupakan harga Swi yang minimumdalamzona transisi. Permeabilitas setiap titik irreducible saturation diperoleh dariGambar 5.11.dimana harga permeabilitas tersebut dapat diplot dalam crossplot versus Sw seperti terlihat pada Gambar 5.12.Pendekatan Permeabilitas RelatifPendekatan ini berdasarkan aliran listrik dan aliran fluidanya sebagai berikut :1. Untuk batuan basah air : Aliran minyak dan air :Krw = Swn [3/2to]RR...............................................................(5-61) Kro = 1 [2wiwi w]ROS SS S .....................................................(5-62) Aliran gas dan minyak :Krw = Swn3/2 [3/2to]RR ..............................................................(5-63) Krg = (1Swi) [ 1 Swn1/4 (Ro/Rt)1/4]1/2 ......................................(5-64)2. Untuk clean formation :Swn = wiwi wS 1S S..................................................................(5-65)3. Untuk shally formation : Swn = wnmwnm wS 1S S .................................................................(5-66) Swnm = n + Swi clean ............................................................(5-67)Keterangan :Swn= Saturasi air yang mobile.Swnm= Saturasi air yang non mobile.n= Hidrat yang menempati pori-pori.Penilaian Formasi-AKP284. Untuk batuan yang basah minyak :Som = oioi wS 1S S......................................................................(5-68) Penilaian Formasi-AKP29Gambar 5.6. M-N Plot untuk Identifikasi Mineral (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP30Gambar 5.7. Menentukan Apparent Total Porosity () (ta(Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP31Gambar 5.8. Menentukan Apparent matrik Transite time ( ) { }a mat(Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP32Gambar 5.9. Menentukan Apparent Grain Density ( ) { }a ma(Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP33Gambar 5.10. MID Plot (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP34Gambar 5.11.Cross Plot porositas dan Saturasi Air(Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)Penilaian Formasi-AKP35Gambar 5.12. Cross Plot Porositas Sw (Schlumberger, Log Interpretation Charts ,1972)5.2.6. Ketebalan Effektif LapisanPenilaian Formasi-AKP36Batas lapisan dapat diketahui atau dideteksi karena adanya perubahan lithologi atau perubahanporositasdanpermeabilitas.Kurvayangdigunakandengansendirinyaharus sensitive terhadap perubahan tersebut agar memberikan defleksi kurva yang baik. Umunya digunakan SPLog untuk pengukuran resisitivity dengan jangkauan investigasi kecil, Microlog Device dan Radioaktif Log. 5.2.6.1. SP LogKetebalandiukur pada dua titik pembelokan dalam interval defleksi SP Log yang diperhatikan (minyak dan gas). Pengukuran ketebalan ini baik jika menggunakan lumpur tawar padaformasi yangtahanannyakecil dantidakdapat dipergunakanpadalumpur dengan jenis air tawar. Biasanya digunakan pada clean sand formation, sedangkan untuk formasi yang mengandung clay dapat ditentukan dengan metoda dibawah ini: Metodadefleksi SPLog, dalamformasi yangmengandunglaminasi sand-shale, yang mana laminasi shale lebih tipis dari diameter lubang bor maka kurva SP dapat digunakan untuk mengetahui ketebalan effektif lapisan batuan, cukup dengan mengukur jarak antara titik pembelokan. MetodadibawahkurvaSPLog,metodainimencakuppengukuranpadaformasi pasir lempung yang berisi air. Metoda ini mengukur luas daerah antara base line dengankurvaSP(A)dankemudiandibagi denganSSPyangdiperolehdari SP formula sehingga diperoleh harga hcSSPAhc ...............................................................................(5-69)5.2.6.2. Resisitivity MicrologDenganjangkauaninvestigasi kecil, seperti short normal mempunyai ketebalan kurangdari 40cm,untukLL8/SFLmempunyai ketebalanlebihdari 60cmdanuntuk induksi/lateralogmempunyai ketebalanlebihdari 120cm. Sedangkanmicrologsangat cocokuntukketepatansekitar 8-10cm(khususmicrologdapat membedakanketebalan minyak dan gas), lalu untuk Proximity Log MSFL ketelitian sekitar 8-15 cm5.2.6.3. Radioaktif LogLog ini dapat digunakan pada sumur terselubung dengan ketelitian sekitar 30 cm, lalu untuk Sonic Log, Density Log, Neutron Log ketelitiannya sekitar 60 cmPenilaian Formasi-AKP37 Penilaian Formasi-AKP38