BAB 4POROSITY LOG

Secara UmumLog selanjutnya yang dipelajari adalah log porosity, meskipun dr semua log tdk ada yang bisa mengukur densitas secara tepat. Ada 4 log. Log densitas dan neutron merupakan pengukuran nuklir, log sonic merupakan akustik, dan log terkahir adalah log NMR inti formasi. Jika log tesebut digunakan sendiri2 maka yang dihitung hanya litologinya, jika digunakan 2 atau 3 log secra bersama maka kita dapat mengistimasi litologi dan penentuan porositas yang lebih akurat.Nuclear Magnetic Resonance LogLog NMR pertama kali diperkenalkan oleh sclumberger pd tahun 1978 tapi penggunaannya masih terbatas karena terbatasnya pengoperasiannya, dengan pengenalan komersil MRIL oleh NUMAR Corporation 1980 dan rilisnya CMR oleh sclumberger sehingga NMR mulai diterima.Teknik pengukurannya memiliki hub yang erat dengan MRI di kedokteran yang mendeteksi fluida di formasi di sekitar lubang bor (seperti MRI mendeteksi fluida dalam tubuh). Pada alat logging sebuah magnet permanen yang kuat dalam alat menyebabkan proton pada fluida formasi membentuk formasi. Ketika antena pada alat mengirim signal pada formasi menyebabkan proton menjauh dari barisan awalnya. Ketika signal dimatikan, protonnya kembali ke barisan pada medan magnet yang kuat td. Memproduksi sinyal yang disebut spin echo. Jika kejadian tersebut berulang terus akan menyebabkan banyak spin echo. Sehingga bersama-sama membentuk spin echo train dimana diinterpretasi untuk mengestimasi propertis formasi, interpretasi yang berbeda dan metode pengukuran akan membantu mengistimasi porositas, Tipe pori fluida, dan distibusi ukuran pori di formasi. Seperti pada pengukuran porositas lainnya Pengukuran NMR biasanya di ivaded zone dan transisi zone dari formasi sepanjang lubang bor. Tidak sepeti pengukuran porositas yang lain, perhitungan porositas pada NMR kurang sensitif terhadap pergantian litologi daripada pengukuran porositas yang lain.Karena penggunaan NMR relatif baru, dia sering digunaakan sendiri untuk pengukuran porositas daripada digunakan bersama-sama dengan alat porositas yang lain. Karena alasan ini, NMR logging akan dibahas terpisah di chapter 6.Sonic LogSonic log adalah log porositas yang mengukur lamanya waktu tempuh (t, delta t, or DT) dari sebuah gelombang suara yang kompresibel(gelombang primer) yang berjalan di seluruh formasi sepanjang sumbu lubang bor. Alatnya terdiri dari satu atau lebih pemancar ultrasonik dan dua atau lebih receiver. Alat Log sonic modern adalah BHC. Alat ini di design untuk mengurangi efek perulangan terhadap variasi ukuran lubang bor (Kobesh dn Blizard, 1959) seperti error karena kemiringan alat sepanjang lubang bor (Schlumberger, 1972) dengan merata2kan sinyal dari perbedaan kombinasi pemancar-receiver sepanjang lebang bor.Satuan waktu tempuh (t) adalah mikrosecond/feet, sec/ft (atau microsecond per meter, sec/m) . Merupakan kebalikan dari kecepatan gelombang kompresional dalam feet/second. DT ditunjukan di gambar 4.1 pada trak 2 dan 3, sepanjang kurva travel time. Trak 1 terdiri dari caliper (CALI) dan Gamma ray (GR) dan SP.Waktu tempuh (t) tergantung oleh lithologi dan porositas. Oleh karena itu suatu waktu tempuh matriks dari suatu formasi harus diketahui untuk memperoleh porositas sonic dengan chart (gambar 4.2) atau dengan mengikuti formulaPersamaan wyllie time average (Wyllie et al 1958)s=Persamaan Raymer Hunt Gardner (RHG) (Raymer et al., 1980)s=dimana :s = porositas sonic yang diperolehtma = waktu tempuh di dalam matrixtlog = waktu tempuh formasitfl = waktu tempuh dalam fluida di formasi (freshwater mud = 189 sec/ft; saltwater mud = 185 sec/ft).

Formasi tidak terkonsilidasiFormula Wyllie bisa digunakan untuk menghitung porositas pada sandstone dan karbonat yang termamptkan dengan porositas intergranular dan porositas intercrstaline. Bagaimanapun pokoknya kalau menghitung pake rumus Wyllie, maka porositas sonic yang vuggy atau ada frakturenya itu akan sangat rendah. Ini terjadi karena log sonik hanya merekam porositas matriks, daripada porositas sekunder. Persentasi dari vugggy atau frakture porosity dapat dihitung dengn mengambil porositas sonic dari total porositas. Nilai total porositas mengandung dari satu log nuklir atau kombinasi dari log2 sonik. Pesentasi porositas sekunder atau SPI bisa digunakan untuk parameter pemetaan pada explorasi karbonat.Dimana log sonik digunakan untuk menghitung porositas pada pasir yang tidak termampatkan, harus dimasukkan suatu faktor kompaksi di persamaan Wyllie:s=dimana:Cp = faktor kompaksiFaktor kompaksi diperoleh dari formula di bawah ini:

Dimana:Tsh = waktu tempuh dalam lempung pada formasi yang menarikC = konstanta, normalnya 1.0Nilai waktu tempuh dari kedalaman yang terpilih ada pada log 4.1 dari tabel 4.5, nilai ini digunakan pada gambar 4.2 untuk menentukan porositas sonic, yang ada dalam tabel 4.6

Efek hidrokarbonNilai DT pada formasi akan meningkat dengan kehadiran hidrokarbon.(hidrkarbon effect). Jika efek hidrokarbon ini tidak dibenarkan, maka perhitungan porositas sonik akan tinggi. Rumus hilcie = s x 0.7 (gas) = s x 0.9 (minyak)Log DensitasSatuan densitas dalam gr/cm3 dengan lambang rho. Densitas dibagi dua, RHOB dan desntas matriks. Bulk densitas adalah densitas dari keseluruhan formasi(bagian solid dan fluida). Densitas matriks adalah densitas pada bagian solid dari batuan. Ini memungkinkan untuk tipe batuan yang tidak ada porositasnya seperti limestone/sandstone. Sejak akhir tahun 1970an, log densitas digunakan untuk pengukuran PE untuk menentukan litologi formasi. Log densitas bisa membantu geologist untuk Mengidentifikasi mineral evaporit Mendeteksi zona yang mengandung gas Menentukan densitas hidrokarbon Mengevaluasi reservoir shaly sand dan litologi yang kompleksAlat logging densitas relativ untuk intvestigasi yang dangkal, dan sebagai hasilnya, bagian lubang bor akan tertahan sepanjang logging untuk memaksimalkan respon pada formasi. Alatnya terdiri atas medium-sumber energi gamma ray atau beberapa design yang terbaru, dan sebuah accelerator. Dua detektor gamma ray menyediakan beberapa pengukuran kompensasi untuk kondisi borehole.Ketika gamma ray terpancarkan dan bertubrukan dengan elektron pada formasi, dan hasilnya akan terjadi pengurangan energi pada partikel gamma ray. Penghamburan gamma ray yang kembali ke dektektor pada alat diukur dengan range 2 energi. Nilai gamma ray yang kembali lebih tinggi dari range energi yang merupakan effek compton, sebanding dengan densitas elektron pada fprmasi. Pada daerah interest untuk eksplorasi hidrokarbon , densitas elektron berhubungan dengan bulk densitas formasi yang seluruhnya konstan, dan densitas bulk yang berhubungan dengan porositas. Interkasi gamma ray pada range energ yang rendah akan diatur oleh efek photoelektrik. Respon dari range energi sangat menentukan litologi dan hanya akan sedikit menentukan porositas.Kurva RHOB direkam di trak 2 dan 3 (gambar 4.3). Kurva PFE dalam barns per elektron diperlihatkan pada trak 2 atau 3, yang diovelap dengan kurva bulk density. Kurva koreksinya juga diperlihat di trak 2 dan 3 (gambar 4.3). Kurva ini menunjukkan bagaimana koreksi yang sudah ditmbahkan pada kurva bulk densits selama proses akibat efek borehole, Dan ini utamanya digunakan untuk indikasi qulity kontrol. Ketika DRHO lebi dari 0,2, nilai bulk densitas mungkin tidak valid. Kurva porositas densitas yag diperoleh (DPHI) kadang kala di tampilkan pada track 2 dan 3 sepanjang bulk densitas (RHOB) dan kurva koreksi (DRHO). Trak 1 biasanya berupa gamma ray dan caliper (gambar 4.3)Kurva PFE muncul sebagai bagian dari generasi kedua alat densitas, dimana pada umunya ditunjukkan sbg alat lithoa atu spectral yang idperkenalkn sekitar 1978RHOB adalah fungsi dari densitas matrix, porositas, dan densitas fluida pada pori untuk menentukan porositas densitas pada chart 4.4 atau dengan perhitungan seperti berikut. D=Dimana:D = porositas densitas yang diperolehma = densitas matrixb = densita bulk formasifl = densitas fluida

Pentingnya mengkoreksi nilai ma dan flSebuah komputer pada logging menghitung porositas densitas dari mengukur densitas bulk pada formasi menggunakan persamaan 4.7. geologist atau teknisi logging mensfesifikkan densitas matrx dan densitas fluida yang biasa digunakan. Rho ma yang asli lebih kecil dai pada densitas matrix yang digunakan untuk mengitung porositas, log itu menunjukkan porositas yang dihtung lebih tinggi dari pda posrositas sbenarnya. Jika densitas fluida pada formasi lebih kecil densitas fluida yang dihitung menggunakan fresh water nilai log akan menunjukkan porositas yang dihitung akan lebih rendah dibandingkan dengan porositas yang asli pada formasi. Karena perbedaan yang lebar antara nilai densitas matrix dan densitas fluida errornya tu untuk mengestimasikan densitas matrix menyebabkan efek yang besar pada saat perhitungan porositas. Nilai bulk densitas liat di figur 4.3 dan list 4.7. nilai ini digunakan pada gambar 4.4 untuk menentukan porositas densitas yang ada pada tabel 4.8Efek HidrokarbonKetika invasi pada formasi dangkal densitas rendah dari hidrokarbon formasi menyebabkan densitas porositas yang dihitung akan lebih besar dibandaingkan dengan porositas sebenarnya. Minya tidak secara signifikan efek porositas densitasnya, tetapi gas iya. Helchie menggunakan densitas gas 0,7 g/cm3 untuk densitas fluida (fl) di rumus densitas porositas. Jika densitas gasnya tdk diketahui. Karena karena kehadiran oil memeiliki efek yang kecil pada log densitas alat ini biasnya menunjukkan indikasi porositas yang terbaik pada lubang yang terisi air.Mineral BeratSewaktu-waktu densitas bulk (b) itu lebih besar dibandingkan dengan densitas matrix (ma) yang diasumsikan diformasi [e.g., ketika pengukuran dibuat dalam anhidrite (ma = 2,96 g/cm3) tetapi direkam dengan matrix limestone (ma = 2.71 g/cm3) dimana hasilnya porositas densitas negatif. Ini penting untuk dicatat pada kasus seperti ini alat loging di oprasikan dengan baik tetapi asumsi menghasilkan konversi antara density bulk dengan density porositas tdk benar. Dalam kasus seperti ini porositasnya benar benar kliru (karena nilainya negatif), nilai density negatif itu mengindikasikan kehadiran dari unhidrid atau mineral berat lainnya, seperti yang ditunjukan pd gambar 4.5 pada selang 11550-11567 ft dan 11600-11618 ft.Barit berbubuk biasanya meningkatkan berada pada lumpur akan meningkatkan densitas lumpur, ketika lumpur yang berat digunakan (14 lb/gal), nilai Pe yang tinggi dari barit (tabel 4.2) pada lumpur akan menutupi nilai Pe dari lapisan batuan yang berdekatan.Neutron LogNeutron log adalah log porositas yang mengukur konsentrasi hidrogen pada formasi, pada formasi yang bebas shale dimna porositasnya bdiisi air atw minyak neutron log akan mengukur orositas yang terisi fluida (N, PHIN, atau NPHI).Neutron terbentuk dari sumber kimia dialat neutron logging. Sumber kimia biasanya tercampur Americium dan Berelium yang secara terus menerus memancarkan neutron ketika neutron bertubrukan dengan inti pada formasi neutron akan kehilangan beberapa energi dengan cukup pengaburan neutron akan terabsorbsi oleh inti dan gamma ray yang dihamburkan. Karena atom hidrogen massanya hamirsama dengan massa neutron energi maksimum yang hilang ketika bertabrakan. Energi yang hilang didominasi oleh konsentrasi hidrogen formasi karena hidrogen pada formasi yang berpori dengan konsentrasi porositas yang terisi fluida, energi yang hiang berhubungan dengan porositas formasi.Kurva neutron umumnya ditunjukkan sepanjang trak 2 dan 3, dalam unit yang mengacu pada litologi yang spesifik (biasanya batu gamping dan batu pasir, tergantung pada lingkungan geologi yang ditemukan) sebagai ilustrasinya dapat dilihat pada gambar 4.5Variasi respon log neutron ditentukan oleh: Perbedan dalam ipe detector dan apa yang mereka deteksi ( gamma ray dan atau neutron dari energi yang bereda) Spasi antar sumber dan detektor LithologiSementara variasi tipe detector dan desain alat diperbaiki (dan dihitung untuk prosesing data), variasi dalam respon litologi harus dihitung dengan chart yang tepat (gambar 4.6 dan 4.7). seorang geologist harus mengingat respon dari neutron log yang berbeda beda selain dr ini (tak seperti semua log). Dan harus diinterpretasi dari chart spesifik yang didesain untuk log spesifik. ( sclumberger chart untuk log sclumberger dan halliburton chart untuk log halliburton). Alasan untuk ini karena sementara loh yang lain dikalibrasi dalam unit fisik dasar, seangkan neutron log tidak (Dresser Atlas, 1975).Tabel 4.11 menunjukkan hasil dari koreksi lithologi yang dibuat pada pengukuran neutron menggunakan chart yang benar dan tidak benar untuk alat neutron spesifik.Neutron log yang dideteksi gamma rey yang dihasilkan dari gambaran neutron oleh inti formasi awalnya tiap perusahaan logging mempunyai sistem kalibrasinya sendiri tetapi secepatnya API mengembangkan pit kalibrasi untuk menentukan standar umum untuk untuk oengukuran. Umumnya log ini ditunjukkan dalam cps atau unit neutron AI daripada porositas. Meskipun chart untuk mengkonversi dari unit yang di tampilankan untuk porositas yang ada. Konversi yang berubah-ubah dengan data inti atau porositas formasi yang diperkirakan sering digunakan. Itu harus dicatat respon log neutron berbanding terbalik dengan pororsitas sehingga unit nilai pengukuran yang rendah dapat disamakan dngan porositas yang tinggi. Dan nilai untu oengukurna yang tinggi dapat disamakan dengan porositas yang rendah.Log neutron modern yang pertama (dimana porositas ditampilkan dengan tepat) adalah log neutron dindingsamign. Deperti log densitas (dan untuk alasan yang sama dari batas kedalaman yang diinvestigasi), sidewall neutron log mempunyai sumber dan detector dalm sebuah lapisan yang ditekan melawan sisi lubang bor. Meskipun sidewall neutron log relatif tidak sensitif pada efek litologi, itu senditif tehadap efek lubang br, seperti kekasaran yang disebabakan kesusahan pengukuran.Neutron log yang paling umum digunakan dalah pengganti neutron log yang mempunyai sumber neutron dan dua detektor seperti log neutron sedewall, itu secara tepat menunjukkan porositas. Keuntungan dari pengganti neutron log sepanjnag sidewall neutron log mereka sedikit dibuat2 oleh ketidakteraturan lubang bor, sidewall dan pengganti neutron log dapat direkam dalam limsstone yang jelas, sandstone, atau unit porositas dolomit. Jika sebuah formasi limestonedan log neutron direkam dalam porositas unit dolomit yang jelas, porositas yang semu sama dengan porositas yang benar. Bagaimanapun ketika litologi dalam formasi adalah sandtone atau dolomit, maka porositas limestone semu harus dikoreksi menjadi porositas yang sebenarnya dengan menggunakan chart (gambar 4.6 mengilustrasikan koreksi litologi untuk model log neutron Halliburton, dan gambar 4.7 adalah koreksi log neutron schlumberger). Prosedur identifikasi untuk tiap grafik di tunjukkan pada gambars 4.6 dan 4.7Nialai porositas neutron dari kedalaman yang terpilih pada log dalam gambar 4.5 di masukkan dalam tabel 4.9. nilai ini digunakan dalam grafik pada gambar 4.6 untuk menentukan porositas sonic yang ada dalam tabel 4.10Efek HidrokarbonKapanpun pori itu terisi dengan gas dibanding munyak atau air porositas neutron yang terekam itu lebih kecil dibanding porositas formasi yang seberanya hal ini karena konsentrasi hidrogen di gas lebih kecil dibanding air atau minyak. Konsentrasi yang kecil ini tidak terhitung oleh software prosesing pada alat loggong ydan ii diinterpretasikan sebgai porositas yang rnedah. Penurunan porositas neutron oleh kandunan gas disebut dengan gas efek.Efek LempungKetika clay menjadi bagian dari matrix formasi porositas neutron yag terekam akan lebih besar dibanding porositas formasi yang sebnarnya. Ini sidsebabkan karena hidrogen yang berada dalam struktur clay dan air dalam clay yang meneybabkan adanya hidrogen dibagian porosnya karena dri prosesing softwaenya itu bisa menggambarkan hidrogen dalam formasinya shg hidrogen ekstra yang terinterpretasi menjadi bagian dari porositasnya. Peningkatan dari porositas neutron merepresentasikan adanya clay yang dikenal sebagai shale efek. Meskipun munculnya log porositas memberikan peningkatan substansial dalam interpretasi log, yang signifikan berubah dari sudut pandang geologi, pengembangan teknik penafsiran yang dikombinasikan pengukuran dari alat porositas berbeda. Dengan kombinasi dari dua atau tiga pengukuran, litologi bisa ditafsirkan (daripada harus diketahui) dan perkiraan yang lebih baik dari porositas yang dihasilkan. Interpretasi litologi dan porositas dicapai melalui crossplot. Ini adalah x-y plot dari jumlah keperluan, biasanya ditindih dengan garis-garis untuk litologi murni (biasanya sandstone, limestone, dan dolomit) dengan porositas yang ditunjukkan pada setiap baris litologi (misalnya, Gambar 4.11).

Tabel 4.5. Nilai Untuk Digunakan Dengan Grafik dalam Gambar 4.2 Untuk Menentukan sonic porosity, SPHI.

Tabel 4.6. Menentukan Sonic Porosity Dengan Dua Metode

Tabel 4.7. Nilai Untuk Digunakan Dengan Grafik dalam Gambar 4.2 Untuk Menentukan density porosity, DPHI.

Tabel 4.8. Penentuan density porosity

Tabel 4.9. Nilai Yang Akan Digunakan Dengan Grafik Pada Gambar 4.4 Untuk Menentukan Neutron Porosity, NPHI, Berdasarkan Litologi yang Lain (Dolomit dan Sandstone).

Tabel 4.10. Konversi Litologi untuk Neutron Log

Tabel 4.11. Perbedaan Dalam Neuton Porosity Menggunakan Grafik Correct dan Incorrect Untuk alat Neutron Spesifik.

Tabel 4.12. Penentuan Litologi Pada Data Dari Interval di Gambar 4.5, Menggunakan Pola Kurva di Gambar 4.8

Tabel 4.13. Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3 dan 4.5, digunakan untuk menentukan porositas dan litologi.

Tabel 4.14. Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3, dan 4.5, digunakan untuk menentukan porositas dan litologi.

Tabel 4.15 Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3, dan 4.5 digunakan untuk menentukan porositas dan litologi.

Tabel 4.16. Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3, dan 4.5, daftar nlai M dan N yang dihitung dari persamaan di atas, dan litologi yang diprediksi dari crossplot MN.

Tabel 4.17 Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 dan daftar nilai dari densitas matriks yang terlihat ditentukan dari crossplot

Tabel 4.18 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 dan daftar nilai dari matriks transit time yang terlihat ditentukan dari crossplot

Tabel 4.19 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 nilai matriks yang terlihat dari gambar 4.16 dan 4.17 dan daftar dari perkiraan litologi yang ditentukan dari crossplot

Tabel 4.20 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 dan tabel dari nilai matriks transit time yang terlihat ditentukan dari crossplot

Tabel 4.21 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5, nilai matriks yang terlihat dari gambar 4.16 dan 4.19 dan daftar dari perkiraan litologi yang ditentukan dari crossplot

Gambar 4.1. Contoh Log Sonic dengan Log Gamma Ray dan Caliper.

Contoh ini ditampilkan untuk menggambarkan format umum untuk log sonic, dan penggunaannya untuk menentukan porositas (SPHI) dari Interval Transit Time (DT) pada Gambar 4.2.Trek 1 : Trak ini meliputi Kurva Gamma Ray (GR) dan Kurva Caliper (CALI). Perhatikan bahwa skala gamma ray dibacabaca dari 0 hingga 100 unit API, meningkat dari kiri ke kanan dengan kenaikan sebesar 10 unit. kurva Gamma ray diwakili oleh garis panjang-putus-putus.Skala caliper berkisar 6-16 inci dari kiri ke kanan dengan kenaikan satu inci, dan kurva diwakili oleh garis pendek-putus-putus.Trek 2 dan 3: Skala Interval Transit Time (DT) dan Skala Porositas (SPHI) ditampilkan pada trek ini. Sonic log Interval Transit Time (DT) diwakili oleh garis yang solid, pada skala mulai dari 140 ke 40 sec / ft meningkat dari kanan ke kiri. Pengukuran porositas sonik (dihitung menggunakan nilai matriks limestone 47,6 sec / ft) ditunjukkan oleh garis putus-putus . pada skala mulai dari -0,10 sampai 0,30 (-10% Sampai 30%) meningkat dari kanan ke kiri.

Gambar 4.2. Chart untuk mengubah Interval Transit Time (t) ke sonic porositas ().prosedur:1. Temukan interval Transit Time (DT) yang didapatkan dari log sonic pada Gambar 4.1, pada skala di bagian bawah grafik.2.Untuk menghitung sonic porositas limestone gunakan persamaan waktu-rata-rata Wyllie (berlabel "Waktu rata-rata"), mengikuti nilai DT vertikal sampai memotong garis kalsit, kemudian bergerak horizontal untuk memotong sumbu y dan membaca nilai porositas.3.Untuk menghitung porositas sonic dolomit gunakan persamaan waktu-rata-rata Wyllie, ikuti prosedur pada langkah ke-2 di atas, kecuali berpotongan garis dolomit bukan garis kalsit.4. Untuk menghitung sonic porositas limestone menggunakan persamaan Raymer-Hunt-Gardner (RHG) (garis lengkung, berlabel "Empiris"), mengikuti nilai DT vertikal sampai memotong garis melengkung kalsit, kemudian bergerak horizontal untuk memotong sumbu y dan membaca nilai porositas.5. Untuk menghitung sonic porositas dolomit menggunakan persamaan Raymer-Hunt-Gardner (RHG), ikuti prosedur pada langkah 4 di atas, kecuali berpotongan garis melengkung dolomit bukan garis melengkung kalsit. CATATAN: nilai dalam Tabel 4.6 dalam desimal, nilai porositas pada tabel adalah dalam persen.

Gambar 4.3. Contoh log density dengan gamma ray dan caliper.Contoh ini menampilkan gambaran format presentasi umum untuk log density, dan penggunaannya untuk menentukan porositas (DPHI) dari densitas bulk (RHOB) pada gambar 4.4.Trek 1 : Trek ini meliputi kurva gamma ray (GR) dan kurva caliper (CALI). Kedua skala dari kurva tersebut meningkat dari kiri ke kanan. Nilai gamma ray berkisar dari 0 sampao 100 API gamma ray unit, dan calper mengukur diameter lubang bor dari 6 sampai 16 inci.Trek 2 : kurva koreksi log density (DRHO) nilainya berkisar dari -0.05g/cm3 sampai +0.45 g/cm3 meningkat 0.05g/cm3. Hal ini ditunjukkan oleh garis putus-putus terang. Nilai Efek fotolistrik kurva (PEF) berkisar dari 0 sampai 10 b/e dan ditampilkan sebagai garis putus-putus yang agak panjang. (garis pada Kurva PEF lebih panjang dari Kurva DRHO.) Trek 2 dan 3: nilai densitas bulk (RHOB) berkisar dari skala 2,0 g / cm3 untuk 3,0 g / cmr dan kurva ditunjukkan oleh garis yang solid.

Gambar 4.4. Grafik untuk mengkonversi nilai density bulk (b,RHOB) ke density porosity (D DPHI)Prosedur:1. Temukan nilai density bulk(RHOB) yang diperoleh dari log densitas di gambar 4.3 pada skala di bawah grafik. Ingat bahwa pada skala ditampilkan dari nilai tinggi di kira dan nilai rendah di kanan.2. ikuti nilai RHOB vertikal sampai memotong tepat garis matriks (calcite(limestone) atau dolomit) kemudian geser secara horisontal untuk memotong sumbu-y yang mewakili denstisa fluida, pada kasus ini 100 g/cm3 (fresh water, skala tengah) untul membaca porositas (DPHI).CATATAN : nilai pada tabel 4.8 adalah pecahan desimanl, nilai porositas pada grafik adalah persen.

Gambar 4.5. contoh kombinasi log densitas neutron dengan gamma ray dan kalipercontoh ini ditampilkan untuk mengilustrasikan sebuah format presentasi secara umum dari sebuah kombinasi densitas neutron, yang digunakan dalam memberlakukan sebuah konversi litologi ke porositas neutron pada gambar 4.6 dan menghitung porositas litologi dan crossplot dari crossplot neutron-densitas pada gambar 4.8track 1 : trek ini berisi gamma ray (GR) dan kaliper (CALI). Catat bahwa skala gamma ray dibaca dari 0 sampai 100 API units dan kaliper mengukur ukuran lubang bor dari 6 sampai 16 inchi.Trek 2 : efek fotoelektrik (PEF) ditampilkan dari 0 sampai 10 b/e. Koreksi densitas (DRHO) ditampilkan dari -0.05 sampai +0.45 g/cm3.Trek 2 dan 3: porositas neutron (NPHI) dan porositas density (DPHI) diplot bersebelahan dengan trek 2 dan 3. Skala keduanya sama, dari -0.10 (-10%) dsmpsi 0.30 (30%) dan ditekan pada unit porositas limestone. Pada log ini porositas density (DPHI) ditunjukkan garis tel sedangkan porositas neutron (NPHI) ditunjukkan garis putus-putus.

Gambar 4.6 Grafik untuk mengoreksi kurva porositas neutrin Haliburton DSN-II untuk litologi.Catatan : untuk log neutron, grafik digunakan untuk mengoreksi log porositas untuk litologi harus sesuai dengan tipe log porositas dan perusahaan digunakan untuk memperoleh data log. Sebuah ketidaksesuaian antara log sebenarnya dan grafik yang digunakan untuk menakan menyebabkan error yang signifikan pada perhitungan litologi.Prosedur:1. temukan porosity neutron (NPHI) yang diperoleh dari log density neutron di gambar 4.2 pada skala dibawah grafik. Data log neutron asli ditunjukkan litologi limestone.2. ikuti nilai NPHI secara vertikal sampai memotong garis matriks dengan tepat (dolomite atau sandstone) kemudian pindahkan secara horisontal untuk memotong sumbu-y porositas, NPHI. gunakan nilai ma terkecil untuk setiap litologi untuk perhitungan.Catatan: nilai pada tabel adalah pecahan desimal tetapi nilai porositas pada grafik dalam persen.

Gambar 4.7. Chart untuk mengoreksi Schlumberger CNL termal-neutron kurva (NPHI dan TNPH) untuk litologi.CATATAN: Untuk log neutron, grafik digunakan untuk memperbaiki porositas login untuk litologi harus sesuai dengan jenis log neutron run, dan perusahaan yang digunakan untuk memperoleh data log. Sebuah ketidaksesuaian antara aktual log digunakan dan grafik yang digunakan untuk konversi dapat menyebabkan signifikan kesalahan dalam penentuan litologi. Dalam contoh, log neutron Halliburton dari Gambar 4.5, dikoreksi menggunakan grafi