zona produktif.pdf

INTERPRETASI LOGGING

ANALISA KUALITATIF dan KUANTITATIF

Tujuan dilakukan interpretasi logging adalah untuk mendapatkan data dari lubang

bor sebagai sarana pada penilaian formasi dan penentuan letak zona produktif. 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

diindikasikan sebagai lapisan prospek. Sedangkan secara kuantitatif adalah menentukan

harga parameter batuan sebagai petunjuk dalam menentukan jenis kandungan lapisan

prospek. Parameter batuan yang digunakan untuk menentukan kandungan lapisan adalah

saturasi air (Sw), dimana dalam penentuannya diperlukan parameter lainnya seperti

porositas batuan, densitas matrik batuan, volume clay dan sebagainya.

1. ANALISA KUALITATIF

Dalam menganalisa interpretasi logging, pasti diperlukan pengamatan secara cepat

pada lapisan formasi yang diperkirankan sebagai lapisan produktif. Adapun pengamatan

ini dapat berupa: identifikasi lapisan permeabel, ketebalan dan batas lapisan, evaluasi

shalines, adanya gas dan perbedaan antara minyak, air.

1.1. Identifikasi Lapisan Permeabel

Untuk mengidentifikasi lapisan produktif dapat diketahui dengan analisa cutting

dan analisa log. Pada analisa cutting dapat diperkirakan lapisan yang produktif dengan

menganalisa cutting yang sampai dipermukaan. Sedangkan analisa log pada pembacaan:

defleksi SP Log, separasi Resistivity, separasi Microlog, Caliper Log, dan Gamma Ray

Log. Adapun masing-masing log dapat diketahui sebagai berikut :

1. Defleksi SP Log: bilamana lumpur pemboran mempunyai perbedaan salinitas

dengan air formasi (terutama untuk lumpur air tawar), lapisan permeabel umumnya

ditunjukkan dengan adanya penambahan defleksi negatif (kekiri) dari shale base

line.

2. Separasi Resistivity: adanya invasi dan lapisan permeabel sering ditunjukkan

dengan adanya separasi antara kurva resistivity investigasi rendah.

Penilaian Formasi-AKP 1

3. Separasi Microlog: proses invasi pada lapisan permeabel akan mengakibatkan

terjadinya mud cake pada dinding lubang bor. Dua kurva pembacaan akibat adanya

mud cake oleh microlog menimbulkan separasi pada lapisan permeabel dapat

dideteksi oleh adanya separasi positif (micro inverse lebih kecil daripada micro

normal).

4. Caliper Log: dalam kondisi lubang bor yang baik umunya caliper log dapat

digunakan untuk mendeteksi adanya ketebalan mud cake, sehingga dapat

memberikan pendeteksian lapisan permeabel.

5. Gamma Ray Log: pada formasi yang mengandung unsur-unsur radioaktif akan

memancarkan radioaktif dimana intensitasnya akan terekam pada defleksi kurva

gamma ray log, pada umumnya defleksi kurva yang membesar menunjukkan

intensitas yang besar adalah lapisan shale atau clay, sedangkan defleksi

menunjukkan intensitas radioaktif rendah menunjukkan lapisan permeabel.

1.2. Ketebalan Lapisan Permeabel

Ketebalan 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

penyebaran suatu lapisan batuan secara menyeluruh, dimana pada umumnya digunakan

untuk kegiatan eksplorasi. Sedangkan penggunaan ketebalan bersih adalah untuk

perhitungan cadangan. Peta yang menggambarkan penyebaran ketebalan bersih disebut

peta “net sand isopach”.

Jenis log yang dapat digunakan untuk menentukan ketebalan lapisan adalah: SP

Log, kurva Resistivity, kurva Microresistivity, dan Gamma Ray Log. Adapun dari defleksi

kurva log – log tersebut:

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 yang vertikal.


4. GR Log, log ini dapat membedakan adanya shale dan lapisan bukan shale,

disamping itu dapat digunakan pada kondisi lubang bor telah dicasing, biasanya

dikombinasikan dengan Neutron Log.

1.2.1. Sifat-Sifat Fisik Lapisan Permeabel

Sifat-sifat fisik lapisan permeabel dapat diketahui dari analisa core yang dilakukan

dilaboratorium dan juga dengan analisa logging yang dilakukan saat pemboran maupun

setelah operasi pemboran selesai. Sifat-sifat lapisan produktif ini meliputi :

• Porositas

• Saturasi fluida

• Permeabilitas

• Tekanan kapiler

1. Porositas (φ)

Untuk penentuan harga porositas dapat dilakukan dengan analisa core dan

kombinasi logging. Analisa core adalah tahapan analisa inti batuan setelah conto inti

batuan dari formasi diperoleh. Tujuan analisa core adalah untuk mengetahui informasi

langsung tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama pemboran berlangsung.

Core yang didapat sedikitnya telah mengalami dua proses, yaitu proses pemboran dan

proses perubahan kondisi tekanan dan temperatur. Penentuan porositas dengan kombinasi

logging dapat dilakukan dengan cara :

a. Density Log

Dalam menentukan porositas batuan juga dipengaruhi oleh lithologi kandungan

fluida batuan. Porositas dari Density Log biasanya dinotasikan dengan φFDL (Porositas

Formation Density Log) yang mempunyai harga sesuai dengan persamaan dibawah ini:

fma

bmaFDL ρρ

ρρ

−−=φ ..................................................................................(1)

Keterangan :

ρma = Densitas matrik batuan, gr/cc

ρb =Densitas bulk yang dibaca pada kurva FDL untuk setiap kedalaman yang

dianalisa, gr/cc

ρf = Densitas fluida, gr/cc


b. Neutron log

Pembacaan Neutron Log baik SNP maupun CNL tidak hanya tergantung pada

porositas tetapi juga lithologi dan kandungan fluidanya. Oleh karena itu penentuan

porositas harus mengetahui lithologinya. Harga dari porositas neutron (φN) dapat

diketahui dengan menggunakan persamaan dibawah ini:

( ) 0,04251.02 NLogN +×= φφ ............................................................(2)

Keterangan :

φNlog = Porositas yang terbaca pada kurva Neutron Log

0,0425 = Koreksi terhadap limestone formation

Lalu besarnya porositas neutron yang mengandung shale atau clay (φNc) dapat diketahui

dari persamaan dibawah ini:

( )NclayclayNNc V φφφ ×−= ..................................................................(3)

Keterangan :

Vclay = Volume clay (dari GR Log)

φNclay = Porositas yang terbaca pada kurva neutron pada lapisan clay

c. Sonic log

Dalam menentukan porositas, sonic log sama seperti pada neutron log atau density

log. Harga φS dapat diketahui juga dengan menggunakan persamaan dibawah ini:

maf

malogS ΔtΔt

ΔtΔt

−−

=φ ...............................................................................(4)

Keterangan :

Δtlog = Transite time yang diperoleh dari pembacaan defleksi kurva sonik

untuk setiap kedalaman, μ sec/ft

Δtma = Transite time matrik batuan, μ sec/ft

Δtf = Transite time fluida (air), μ sec/ft

Batasan porositas pada suatu lapangan dapat diklasifikasikan menjadi :

0 - 5 % = Sangat jelek

5 - 10 % = Jelek

10 - 15 % = Sedang

15 - 20 % = Baik

20 - 25 % = Baik sekali


2. Saturasi Fluida

Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida. Untuk

mengetahui jumlah masing-masing fluida maka perlu diketahui saturasi masing-masing

fluida tersebut. Umumnya pada formasi zona minyak, kandungan air dalam formasi

disebut interstial water atau connate water.

Saturasi minyak (So) adalah :

totalporiporivolume

minyakolehdiisiyangporiporivolumeSo −

−= ........................ (5)

Saturasi air (Sw) adalah :

Svolume pori pori yang diisi air

volume pori pori totalw =−

− ............................................. (6)

Saturasi gas (Sg) adalah :

Svolume pori pori yang diisi oleh gas

volume 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. Permeabilitas

Permeabilitas 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.

Dalam menentukan permeabilitas batuan pada lapisan produktif dapat dilakukan

analisa logging secara kuantitatif.

Willy dan Rose memberikan persamaan empiris dalam batuan pasir, sebagai berikut:


2

wi

3

S

C.K

= φ

.....................................................................................(10)

dimana: harga C tergantung densitas hidrokarbon, untuk densitas minyak

C = 250, sedangkan untuk gas kering, C = 79.

4. Tekanan kapiler

Di dalam pori-pori batuan reservoir dapat mengandung minyak, air, dan gas secara

bersama-sama. Setiap fluida akan mempunyai tegangan permukaan yang berlainan.

Tegangan permukaan timbul 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 yang ada antara permukaan dua

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 dalam reservoir 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)

WOC adalah suatu level dimana fluida yang diproduksikan adalah 100 % air,

demikian juga GOC, yaitu apabila diatas level yang diproduksikan 100 % adalah gas.

Penentuan lapisan produkif dengan letak WOC dan GOC dapat dilakukan salah satunya

dengan analisa kualitatif dan kuantitatif berdasarkan interpretasi dari hasil logging yang

ada.

1.3.1. Lapisan Minyak

Untuk mengidentifikasi lapisan produktif tersebut merupakan lapisan minyak maka

dapat ditentukan dengan interpretasi logging. Dari interpretasi logging hanya dilakukan


pada lapisan porous dan permeable. Adanya perbedaan sifat fisik minyak, air, dan gas akan

memberikan defleksi kurva yang berbeda sehingga dapat 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

relatif sempit dengan kedudukan kurva Neutron Log disebelah kanan dan kurva

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 Gas

Dalam mengidentifikasi lapisan produktif tersebut merupakan lapisan gas, maka

juga dapat ditentukan dengan mud 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 analyzer

Untuk mengetahui lapisan tersebut merupakan lapisan gas dapat juga ditentukan

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 renggang dibandingkan dengan separasi pada minyak dengan kedudukan

kurva MSFL log disebelah kiri dan kurva LLD log di sebelah kanan. Hal ini

disebabkan gas memiliki tahanan jenis yang lebih besar dibandingkan air atau

minyak.


2. 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 Log

Harga Vclay dari SP log dapat ditentukan dari rumus :

Vclay SP = SSP

SPlog1− ....................................................................... (11)

Keterangan :

SP log = Pembacaan kurva SP pada formasi tersebut

SSP = 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 Resistivity

Tahanan batuan dari campuran antara clay dan mineral tidak konduktif (quartz) serta

tidak dijumpai adanya porositas tergantung dari tahanan clay dan isi dari clay itu

sendiri. Kondisi ini dapat ditunjukkan dalam rumus Archie, sebagai berikut :

Rt = Rclay/(Vclay)b

Untuk lapisan shale yang mengandung hidrokarbon, Vclay dapat dicari sebagai berikut :1/b

claylimclay

tlclay

clayR.RV

R.RR.RtV im

−−

= ........................................................ (12)

Keterangan :

Rclay = Tahanan lapisan clay yang berdekatan dengan lapisan prospek

Rt = Tahanan batuan dalam reservoir

Rlim = Tahanan tertinggi pada lapisan hidrokarbon


c. Vclay Gamma Ray (GR) Log

Bila tingkat radioaktif clay konstan dan tidak ada mineral lain yang bersifat radioaktif,

maka pembacaan Gamma Ray setelah koreksi terhadap kondisi lubang bor dapat

dinyatakan :

Vclay = minmax

minread

GrGR

GRGR

−−

.................................................................... (13)

Keterangan :

GRread = Pembacaan GR pada interval prospek

GRmax = Hasil pembacaan log maksimal

GRmin = Hasil pembacaan log minimal.

d. Vclay Neutron (N) Log

Indeks Porositas Neutron dapat dinyatakan sebagai berikut :

φN = φ.φNf + φNclay.Vclay ....................................................................................................(14)

Keterangan :

φN = Harga porositas neutron pada pengamatan

φNclay = Harga porositas neutron dari lapisan yang berdekatan.

Harga Vclay dapat dicari dengan persamaan :

(Vclay)N = φN / φNclay ..................................................................... (15)

kualitas identifikasi clay neutron akan menjadi baik bila indeks porositas clay, φNclay

besar, sedangkan pengaruh matrik dapat diabaikan karena kecil.

e. Vclay Kombinasi Neutron-Density

Pada interval bersih yang mengandung gas, φN akan terlalu rendah karena φNf pada

dasarnya lebih kecil dari 1 dan φD terlalu tinggi karena ρf < filtrat lumpur sehingga A

> 1

φN = φ . φNf ........................................................................................................................................(16)

φD = φφ A.ρρ

ρρ

mfma

fma =−−

.................................................................(17)

Dengan anggapan pori-pori terisi filtrat lumpur :

( ) mamfb .ρD1D.ρρ φφ −+= ..............................................................(18)

Atau


( ) maDfb .ρ1.ρρ φφ −+= ...................................................................(19)

Pada shaly yang berisi gas adalah :

clayclayf ..VN.N φφφφφ += .............................................................(20)

clayclay ..VA.D φφφφ += .......................................................................(21)

Dimana clayNφ dan clayDφ merupakan φ yang diperoleh dari Neutron dan Density

log, sedangkan

mfma

claymaclay ρρ

ρρD

−−

=φ ...........................................................................(22)

Sehingga

( )( ) clayclay

clay DA/N

DA/NV

φφφφφφ

−−=

Nf

Nf.......................................................(23)

Koefisien A/ Nfφ tergantung dari fluida formasi, gas, minyak dan air.

f. Vclay Sonic-Density

Kombinasi dari Sonic-Density Log dapat dapat digunakan pada kombinasi Neutron-

Density log. Keuntungan dari kondisi ini adalah dapat mengurangi ketergantungan

posisi garis Vclay = 0 pada lithologi dan kandungan fluidanya. Cross plot antara Sonic-

Density dapat dilakukan seperti pada Neutron– Density, perlu diperhatikan bahwa

Sonic-Density dan Neutron-Density, dapat digunakan bila kondisi lubang bor baik.

g. Vclay kombinasi Neutron-Sonic

Pada kombinasi SNP Neutron-Sonic tidak digunakan karena kedua log tersebut

mempunyai pengaruh yang sama terhadap clay, sedangkan kombinasi antara GNT

Neutron-Sonic dapat digunakan untuk menentukan indikasi Vclay, karena GNT

mempuyai pengaruh terhadap clay yang lebih besar ( clayclay SNPGNT φφ > ). Serta

kombinasi ini sangat bagus dipergunakan pada formasi gas.

5.2. ANALISA KUANTITATIF

5.2.1. Porositas

Ada tiga macam log porositas yang biasa digunakan, yaitu: Log Densitas, Log

Neutron, dan Log Sonic. Tiap log menunjukkan respon porositas dengan cara yang


berbeda, 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 merupakann porositas 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)

Sedangkan untuk formasi hidrokarbon menggunakan perhitungan porositas flush

zone sebagai berikut :

F = Sxo 2 .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 formasi

Rxo : Tahanan formasi pada flush zone

Rmf : Tahanan air filtrat

Sor : Saturasi air residu

Pada formasi shaly sand harga F dicari dengan persamaan dibawah ini :

w

2w

t F.R

Vclay)S(1

layR

alayV

R

1 −+=c

c..............................................................(5-26)

w

2xo

t F.R

Vclay)S(1

layR

layV

R

1 −+=c

c..............................................................(5-27)

Untuk mencari porositas, maka harga F dihubungkan dengan persamaan Archie

sebagai berikut :

F = a/φm ..........................................................................................(5-28)

Keterangan :

a : Konstanta

m : Faktor sementasi

atau persamaan Humble :


F = 0.62 / 15.2φ ..................................................................................(5-29)

5.2.1.1. Porositas dari Single Tool Porosity

Sonic Log

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

gelombang suara yang melewati tiap feet dari formasi, dimana ∆ t ini dipengaruhi oleh

jenis batuan dan porositas. Karena itu kecepatan pada matriks formasi (Tabel V-1.) harus

diketahui untuk menentukan porositas sonic (φS) dengan chart (Gambar 5-1) 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

(µ sec/ft)

∆ tma

(µ 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 57.0

Persamaan Wylie :

φS = maf

malog

ΔtΔt

ΔtΔt

−−

.........................................................................(5-30)

Keterangan :

φS = Porositas sonic

∆ tma = Interval transite time matriks

∆ 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 air


- Formasi terkompaksi (padat)

- Formasi bersih (tidak mengandung shale)

Untuk batuan kurang kompak akan memberikan travel time yang lebih panjang dari

batuan kompak sehingga persamaan diatas harus ditambahkan dengan faktor kompaksi

(Cp), menjadi :

C p

1x

Δ tΔ t

Δ tΔ t

m af

m alo gS

−−

=φ ............................................................... (5-31)

100

xCΔtCp sh= ................................................................................... (5-32)

Keterangan :

Cp = Faktor kompaksi

∆ tsh = Interval transite time adjacent shale

C = Konstanta, umumnya 1.0 (Hilchie, 1978)

Untuk efek hidrokarbon perlu koreksi untuk harga porositas, sebagai berikut :

φ =φS x 0.7 (gas)..........................................................................(5-33)

φ = φS x 0.9 (minyak)..................................................................(5-34)

Density Log

Log Density merupakan log porositas yang mengukur electron density dari formasi.

Penentuan porositas hasil interpretasi Density Log dari formasi clean adalah sebagai

berikut :

ρ b = φ.ρ f + (1-φ).ρ ma ........................................................................................................ (5-35)

sehingga :

φD = fma

bma

ρρ

ρρ

−−

.............................................................................. (5-36)

Keterangan :

ρ ma = Densitas matrik batuan, gr/cc

= 2.65 gr/cc untuk sandstone, kuarsa


= 2.68 gr/cc untuk limey sands

= 2.71 gr/cc untuk sandstones

= 2.87 gr/cc untuk limestones

ρ f = Densitas fluida formasi (pendekatan densitas dari filtrat lumpur

yang digunakan)

= 1.0 untuk air tawar

= 1.0 + 0.73 N untuk lumpur air asin

Harga porositas tersebut dikoreksi terhadap kondisi lubang bor sehingga persamaannya

menjadi :

φDcorr ..............................................................................................= φD – (φDclay

- Vclay) (5-37)

Keterangan :

φDclay = mfma

clayma

ρρ

ρρ

−−

............................................................. (5-38)

ρ clay = Densitas pada clay

ρ mf = Densitas pada mud filtrat

Neutron Log

Log Neutron merupakan log yang digunakan untuk mengukur porositas batuan

dengan mengukur kecepatan sinar gamma oleh detector yang menunjukkan banyak

sedikitnya hidrogen didalam batuan. Karena hidrogen paling banyak dijumpai didalam

fluida maka indeks hidrogen secara langsung berhubungan dengan porositas. Untuk

Neutron Log dikoreksi terhadap lubang bor dengan menggunakan persamaan :

φNcorr = φN – (Vclay x φNclay) ........................................................ (5-39)

Keterangan :

φNclay = Porositas neutron di lempung

Pembacaan log neutron baik SNP maupun CNL tidak hanya tergantung pada φ tetapi juga

lithologinya, seperti terlihat pada Gambar 5.2.


Gambar 5-1. Chart untuk Konversi Interval Transite Time (∆ t) Menjadi Porositas Sonic



Gambar 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 dan fluidanya. Sehingga dalam menentukan φ harus dua atau lebih mineral


batuan. Oleh karena itu, disamping dapat menentukan adanya minyak, gas dan komponen

matriks batuan, maka kombinasi logging seperti: Neutron-Density Log dan Neutron-Sonic

Log dapat menentukan φ batuan yang kompleks. Sedangkan untuk Sonic-Density Log

kurang memberikan φyang baik, tetapi berguna untuk menentukan beberapa mineral

evaporate.

Untuk menentukan φ pada dua campuran mineral adalah mudah dengan

menggunakan chart, sedang untuk φ pada tiga mineral (Silica, Limestone dan Dolomite)

adalah dengan menggunakan chart dengan anggapan bahwa mineral terdiri dari mineral

Silika dan Dolomit.

a. Neutron-Density Log

Pada Gambar 5.3. ditunjukkan cross plot antara Neutron-Density Log, dimana

garis-garis (Sandstone, Limestone, Dolomite, dll) merupakan titik lithologi yang jenuh air

dan dibagi menjadi bagian-bagian porositas. Pada formasi yang mengandung hidrokarbon

(ρ h>0.25) porositas dari kombinasi dari dua log tersebut, sebagi berikut :

untuk lapisan yang terisi dengan cairan :

2DN φφφ += ...................................................................................(5-40)

Keterangan :

φN = Porositas dari Neutron Log

φD = Porositas dari Density Log

b. Sonic-Neutron log

Plot antara Sonic-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 log

Cross plot antara Sonic-Density log akan memberikan hasil porositas batuan yang

kurang baik karena kesalahan dalam pemilihan pasangan lithologi akan memberikan hasil

φ 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

diantaranya pengaruh kondisi scale, porositas sekunder dan adanya hidrokarbon.Adanya


kandungan Shale dapat menyebabkan penyimpangan titik cross plot kearah titik shale pada

chart. Titik shale didapat dari pengeplotan harga porositas apperent (φ Dsh, φNsh,Δtsh)

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

φ total batuan, φ sekunder ini biasanya ditulis sebagai secondary porosity index (SPI).

SPI = φ . φ sonic.............................................................................(5-41)

Keterangan :

φ = Porositas yang diperoleh dari Neutron Log dan atau Density Log

Adanya kandungan gas atau hidrokarbon ringan akan mempengaruhi pembacaan

alat density dan neutron, sedangkan sonic hanya terjadi pada formasi yang tidak kompak.

Pengaruh terhadap alat Neutron akan menurunkan pembacaan φ, sedang untuk sonic juga

akan menambah φ yang sebenarnya. Sehingga pada cross plot diperlukan koreksi gas atau

hidrokarbon ringan agar φ dan indikasi lithologi menjadi besar.


Gambar 5.3. Cross Plot antara Neutron-Density Log (Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)


Gambar 5.4. Penentuan Porositas dan Lithologi dari Neutron – Sonic Log (Sonic-CNL)



Gambar 5.5. Penentuan Porositas dan Lithologi dari Sonic – Density Log (Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)

5.2.1.3. Porositas Dari Multy Porosity Logs


Multi Porosity Logs dapat mendefinisikan lithologi secara lebih baik, 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 plot

Pengeplotan dari tiga data log porositas (Log Sonic, Log Neutron dan Log Densitas)

untuk interpretasi lithologi dapat dilakukan dengan M-N plot. Harga M dan N

didefinisikan sebagai :

0,01ρρ

ΔtΔtM

fb

f ×−−= .........................................................................(5-42)

fb

f

ρρ

NNN

−−= φφ

...............................................................................(5-43)

Keterangan :

Δt = Beda waktu interval dari log

ρf = Densitas fluida (1.0 fresh mud dan 1.1 salt mud)

ρb = Bulk density dari log

φNf = Porositas neutron fluida

φN = 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,

φN dinyatakan dalam unit porositas limestone. Untuk fresh mud diberikan harga Δtf

= 189, f – 1,0 dan φNf = 1,0. Metode M-N plot didasarkan atas harga parameter

matriks (Δtmax, ρma, φNma) dan parameter fluida. Untuk lebih jelasnya lihat Gambar

5.6. M-N plot.

Tabel V-2.Menentukan M-N untuk Macam-Macam Mineral (Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)

Mineral Fresh Mud Salt Mud


(ρt = 1) (ρt = 1.1)M N* M N*

Sandstones (1)Vm = 18,000

.810 .628 .835 .669

Sandstones (2)Vm = 19,500

.835 .628 .862 .669

Limestone .827 .585 .854 .621Dolomite (1)φ = 5.5 – 30%

.778 .516 .800 .554

Dolomite (2)φ = 1.5 – 5.5%

.778 .524 .800 .554

Dolomite (3)φ = 0.1 – 5%

.778 .532 .800 .561

Anhydriteρmn = 2.98

.702 .505 .718 .532

Gypsum 1.015 .378 1.064 .408Salt 1.269 1.032

b. MID Plot

Prinsip MID plot (Matriks Identification Plot) sama dengan M-N Plot. Pada MID

yang terpenting adalah menentukan harga apparent total porosity ( taφ ), dapat dilihat pada

Gambar 5.7. harga apparent matriks transite time ( amat )( , yang mana dapat dilihat pada

Gambar 5.8. dan apparent grain density ( )amaρ , yang mana dapat dilihat pada Gambar

5.9. Dapat juga dicari dengan persamaan sebagai berikut :

Time average relantionship

( ) ( )ta

ftas

ama

txtt

φφ−

−=

1.........................................................................(5-44)

Field observed relationship

( ) ( )c

txtt sta

sama

φ−= ..........................................................................(5-45)

( ) ( )ta

ftab

ama

x

φρφρ

ρ−

−=

1........................................................................(5-46)

Keterangan :

ρb = Bulk density dari density log

ts = Interval transite timr dari sonic log

ρf = Density fluida


tf = Transite time fluida

taφ = Apparent total porosity

c = Konstanta = 0,68

Croos plot antara( amat )( , dengan ( )amaρ , pada plot MID akan mengidentifikasi minera

dari batuan yang dapat dilihat pada Gambar 5.10.

5.2.2 Penentuan Resistivitas Air Formasi (Rw)

Ada beberapa metode yang digunakan untuk menghitung resistivitas air formasi,

yaitu :

1. Analisa Air Formasi

Pengukuran 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)formasi

pengukuranw(Tf) xR

6.77)(T

6.77)(TR

++

= ....................................................(5-47)

2. Metode SP

Langkah penentuan Rw dari metode SP adalah sebagai berikut :

- Menentukan temperatur formasi (Tf) dalam 0F :

ss

f TSSPDepthxLogDepth

TBHTT +−= ...................................................(5-48)

Keterangan :

BHT = Temperatur dasar lubang

Ts = Temperatur permukaan

SSP = Statik SP

- Menentukan resistivitas filtrat lumpur (Rmf) pada temperatur formasi :

mf(Ts)f

smf Rx

6.77T

6.77TR

++= .................................................................(5-49)

-............................................................................................................Menentukan

Rmfc : mfmfc 0.85xRR = .....................................................................(5-50)


-............................................................................................................Menentukan

konstanta SP : )(0.133xT61C f+= ...................................................(5-51)

-............................................................................................................Menentukan

Rwc dari SP :C

S S P

10

RR m fc

w c −= ................................................................(5-52)

5.2.3 Penentuan Resistivitas Sebenarnya dan Resistivitas Flushed Zone (Rt ;

Rxo)

Besarnya Rt dapat ditentukan dari hasil pengukuran daerah yang tidak terinvasi

dengan menggunakan Induction Log atau Dual Laterolog, sedangkan untuk resistivity pada

flushed zone (Rxo) menggunakan Microresistivity Log yaitu MSFL.

5.2.4 Saturasi

1. Formasi Clean Sand/Carbonates

tm

ww Rx

RxaS

φ= ........................................................................................(5-53)

Keterangan :

Rw = Resistivity air, ohm-m

Rt = True resistivity, ohm-m

Untuk formasi pasir m = 2; a = 0.81

Untuk formasi limestone dan dolomite m = 2; a = 1.00

Humble m = 2.15; a = 0.62

n = exponential saturation faktor ( n = 2 )

2. Formasi Shally Sand

• Menentukan harga saturasi air pada zona invasi lumpur (Sxo) :

2

n

xo

mf

2

m

c

clay

2

V1

clay

xo

SxRx0.8R

V

R

1clay

+=

−

− φ

......................................(5-54)

• Menentukan saturasi hidrokarbon sisa (Shr) :

xohr S1S −= ........................................................................................(5-55)


• Menentukan porositas sebenarnya :

( )[ ]hrctc 0.1xS1x −= φφ ....................................................................(5-56)

• Menentukan saturasi air formasi :

2

n

w

w

2

m

c

clay

2

V1

clay

t

SxRx0.8R

V

R

1clay

+=

−

− φ

(Indonesian Equation)......(5-57)

5.2.5 Permeabilitas

Permeabilitas dapat diperoleh dari gradien tahanan/resistivity gradient dan crossplot

antara φ versus Sw.

5.2.5.1. Permeabilitas dari Gradient Tahanan

Semakin tinggi zona transisi diatas permukaan air maka Sw semakin kecil dan

mengakibatkan tahanan batuan bertambah besar (lebih besar dari Ro). Persamaan

permeabilitas sebagai berikut :2

3.2

−

=hw

axCkρρ

............................................................................(5-58)

a = oR

xD

R 1

∆∆

......................................................................................(5-59)

Keterangan :

a = Gradien tahanan

C = Konstanta = 20

∆R = Perubahan resisitivity, ohm m

∆D = Perubahan kedalaman sebagai akibat perubahan resisitivity, ft

Ro = Resistivity minyak

ρw = Densitas air formasi, gr/cm 3

ρh = Densitas hidrokarbon, gr/cm 3

5.2.5.2. Permeabilitas dari Cross Plot Porositas dan Sw

Willy dan Rose memberikan persamaan empiris dalam batuan pasir, sebagai

berikut :

K = C . φ3 / (Swi)2...............................................................................(5-60)


Harga C tergantung density hidrokarbon, berharga 250 untuk densitas minyak menengah,

berharga 79 untuk gas kering.

Harga Swi diperoleh dari crossplot φ versus Sw, yang mana harga ini merupakan

harga Swi yang minimum dalam zona transisi. Permeabilitas setiap titik irreducible

saturation diperoleh dari Gambar 5.11. dimana harga permeabilitas tersebut dapat diplot

dalam crossplot φ versus Sw seperti terlihat pada Gambar 5.12.

Pendekatan Permeabilitas Relatif

Pendekatan ini berdasarkan aliran listrik dan aliran fluidanya sebagai berikut :

1. Untuk batuan basah air :

• Aliran minyak dan air :

Krw = Swn ½ [3/2

t

o ]R

R...............................................................(5-61)

Kro = 1 – [2

wi

wiw ]ROSS

SS

−−

.....................................................(5-62)

• Aliran gas dan minyak :

Krw = Swn3/2 [

3/2

t

o ]R

R ..............................................................(5-63)

Krg = (1 Swi) [ 1 – Swn1/4 (Ro/Rt)1/4]1/2 ......................................(5-64)

2. Untuk clean formation :

Swn = wi

wiw

S1

SS

−−

..................................................................(5-65)

3. Untuk shally formation :

Swn = wnm

wnmw

S1

SS

−−

.................................................................(5-66)

Swnm = φn + Swi clean ............................................................(5-67)

Keterangan :

Swn = Saturasi air yang mobile.

Swnm = Saturasi air yang non mobile.

φn = Hidrat yang menempati pori-pori.


4. Untuk batuan yang basah minyak :

Som = oi

oiw

S1

SS

−−

......................................................................(5-68)


Gambar 5.6. M-N Plot untuk Identifikasi Mineral (Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)


Gambar 5.7. Menentukan Apparent Total Porosity ( )( taφ(Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)


Gambar 5.8. Menentukan Apparent matrik Transite time ( ){ }amat(Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)


Gambar 5.9. Menentukan Apparent Grain Density ( ){ }amaρ(Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)


Gambar 5.10. MID Plot (Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)


Gambar 5.11.Cross Plot porositas dan Saturasi Air(Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)


Gambar 5.12. Cross Plot Porositas – Sw (Schlumberger,” Log Interpretation Charts “,1972)

5.2.6. Ketebalan Effektif Lapisan


Batas lapisan dapat diketahui atau dideteksi karena adanya perubahan lithologi atau

perubahan porositas dan permeabilitas. Kurva yang digunakan dengan sendirinya harus

sensitive terhadap perubahan tersebut agar memberikan defleksi kurva yang baik. Umunya

digunakan SP Log untuk pengukuran resisitivity dengan jangkauan investigasi kecil,

Microlog Device dan Radioaktif Log.

5.2.6.1. SP Log

Ketebalan diukur pada dua titik pembelokan dalam interval defleksi SP Log yang

diperhatikan (minyak dan gas). Pengukuran ketebalan ini baik jika menggunakan lumpur

tawar pada formasi yang tahanannya kecil dan tidak dapat dipergunakan pada lumpur

dengan jenis air tawar. Biasanya digunakan pada clean sand formation, sedangkan untuk

formasi yang mengandung clay dapat ditentukan dengan metoda dibawah ini:

• Metoda defleksi SP Log, dalam formasi yang mengandung laminasi 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.

• Metoda dibawah kurva SP Log, metoda ini mencakup pengukuran pada formasi

pasir lempung yang berisi air. Metoda ini mengukur luas daerah antara base line

dengan kurva SP (A) dan kemudian dibagi dengan SSP yang diperoleh dari SP

formula sehingga diperoleh harga hc

SSP

Ahc = ...............................................................................(5-69)

5.2.6.2. Resisitivity Microlog

Dengan jangkauan investigasi kecil, seperti short normal mempunyai ketebalan

kurang dari 40 cm, untuk LL8/SFL mempunyai ketebalan lebih dari 60 cm dan untuk

induksi/lateralog mempunyai ketebalan lebih dari 120 cm. Sedangkan microlog sangat

cocok untuk ketepatan sekitar 8-10 cm (khusus microlog dapat membedakan ketebalan

minyak dan gas), lalu untuk Proximity Log MSFL ketelitian sekitar 8-15 cm

5.2.6.3. Radioaktif Log

Log ini dapat digunakan pada sumur terselubung dengan ketelitian sekitar 30 cm,

lalu untuk Sonic Log, Density Log, Neutron Log ketelitiannya sekitar 60 cm


zona produktif.pdf

Documents