257951052-teori-dasar-logging.pdf

BAB III DASAR TEORI

3.1.

Sifat Fisik Batuan Sifat fisik batuan reservoir merupakan sifat penting batuan reservoir dan

hubungannya dengan fluida reservoir yang mengisinya dalam kondisi statis dan dinamis (jika ada aliran). Analisa core adalah salah satu metoda untuk menentukan besaran fisik batuan secara langsung.

3.1.1. Analisa Core Rutin Analisa core rutin meliputi pengukuran porositas, permeabilitas absolut, dan saturasi. 3.1.1.1.

Porositas Batuan (Ø)

Porositas (Ø) didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari volume ruang pori –pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar–kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai : ∅=

Vb−Vg Vp × 100 = ×100 Vb Vb

.....................................................(3-1)

Keterangan :

 = Porositas batuan Vb

= Volume batuan

Vm

= Volume matriks

Vp

= Volume pori

37

38

Faktor yang mempengaruhi besarnya porositas pada batuan sedimen klastik adalah : 1. Keseragaman ukuran butiran (uniformity of grain size). Semakin seragam dan bundar butiran yang menyusun batuan sedimen klastik, maka porositasnya akan semakin besar. Jika terdapat partikel kecil dari silt atau clay bercampur di dalam butiran pasir yang berukuran besar, maka effective porosity (intercommunicating) akan menurun, 2. Tingkat sementasi dan konsolidasi (degree of cementation or consolidation). Tingkat semen yang tinggi pada batu pasir akan menurunkan porositas, dan batupasir lunak (unconsolidated sandstone) memiliki porositas yang tinggi, 3. Besarnya kompaksi selama dan setelah pengendapan (amount of compaction during and after deposition). Pada umumnya, porositas batuan akan semakin kecil apabila batuan terserbut terbentuk pada lingkungan pengendapan yang semakin dalam (high compaction), 4. Metode packing (methods of packing). Bentuk

packing

butiran

yang

membentuk

batupasir

sangat

mempengaruhi besarnya porositas. Ada 2 jenis packing butiran yaitu cubic dan rhombohedral. Packing cubic memiliki porositas yang lebih besar dibandingkan rhombohedral. Bentuk butiran yang mempengaruhi porositas dapat dilihat pada gambar 3.1

39

Gambar 3.1 Metode packing Yang Mempengaruhi Besarnya Porositas (Gatlin, Carl “Petroleum Engineering - Drilling and Well Completion”) Berdasarkan waktu terjadinya, cara terjadinya dan hubungan dari pori – pori batuan, maka porositas dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu : 1. Porositas primer, adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan sedimen diendapkan, seperti : Intercrystalline, Intergranular or interparticle, Bedding planes, Miscellaneous (vug, cavernous dan pori – pori yang disebabkan organisme). 2. Porositas sekunder, adalah porositas batuan yang terjadi setelah proses pengendapan batuan, seperti akibat proses pelarutan, dolomitisasi, rekahan dan lain - lain. 

Porositas larutan, adalah ruang pori–pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.

40



Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori–pori

yang terbentuk

karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban, seperti : lipatan, sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatip karena bentuknya tidak teratur. 

Dolomitisasi,

dalam

proses

ini

batugamping

(CaCO3)

ditransformasikan menjadi dolomit ( CaMg( CO3 )2 ) atau menurut reaksi kimia : 2CaCO3 + MgCl2



CaMg (CO3)2 + CaCl2

Menurut para ahli, batugamping yang terdolomitasi mempunyai porositas yang lebih besar dari pada batu gampingnya sendiri. Ditinjau dari segi teknik reservoir, porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu: 1. Porositas absolut, adalah persen volume pori–pori total terhadap volume batuan total (bulk volume).

  Volume

poriositas total 100% bulk volume ...................................... (3-2)

2. Porositas efektif, adalah perbandingan volume pori–pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).

  Volume

pori yang berhubunga n 100% bulk volume ........................ (3-3)

Untuk lebih jelas perbedaan porositas absolute dengan porositas efektif dapat dilihat gambar 3.2.

41

Gambar 3.2 Perbedaan Porositas Absolute Dan Porositas Efektif Batuan (Clark, J.C “Elements of Petroleum Reservoirs”) 3.1.1.2. Saturasi Fluida Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume poripori total pada suatu batuan berpori.  Saturasi minyak (So) adalah : So 

volume pori  pori yang diisi min yak volume pori  pori total .................................. (3-4)

 Saturasi air (Sw) adalah :

Sw 

volume pori  pori yang diisi air volume pori  pori total .......................................... (3-5)

 Saturasi gas (Sg) adalah :

Sg 

volume pori  pori yang diisi oleh gas volume pori  pori total ................................. (3-6)

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1........................................................................... (3-7) Jika diisi oleh minyak dan air saja maka : So + Sw = 1 .................................................................................. (3-8)

42

Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan dalam mempelajari saturasi fluida antara lain adalah : 

Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah, demikian juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida.



Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatip produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.



Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume batuan adalah V, ruang poriporinya adalah .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah : So  V + Sg  V = (1 – Sw )  V ........................................... (3-9)



Sebagian fluida hidrokarbon masih tertinggal di dalam reservoar ketika fluida hidrokarbon diproduksikan ke permukaan, hal ini diakibatkan oleh adanya volume fluida yang terdapat dalam pori-pori batuan tidak dapat bergerak lagi. Saturasi minimum dimana fluida sudah tidak mampu lagi bergerak disebut saturasi sisa (residual saturation).

3.1.1.3...................................................................................... Permeabilitas (k) Permeabilitas batuan merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan suatu batuan porous untuk mengalirkan fluida. Henry Darcy (1856), dalam percobaan

43

dengan

menggunakan

sampel

batuan

Dalam

percobaan

Henry

Darcy

menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air, dapat dilihat pada gambar 

3.3. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas (cp), dengan luas penampang A (cm2), dan panjangnya L (cm). Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 (atm) pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q (cm3/sec), sedangkan P2 (atm) adalah tekanan keluar. Dari 

percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q.

.L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan

sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan.

Gambar 3.3 Diagram Percobaan Permeabilitas Henry Darcy (Slider, H.C “Worldwide Practical Petroleum Reservoir Engineering Methods”)

Definisi batuan mempunyai permeabilitas 1 darcy menurut hasil percobaan ini adalah apabila batuan mampu mengalirkan fluida dengan laju 1 cm3/s berviskositas 1 cp, sepanjang 1 cm dan mempunyai penampang 1 cm 2, perbedaan tekanan sebesar 1 atm. Sehingga persamaannya dapat ditulis sebagai berikut :

44

K

Q. P A.( ) 

....................................................................................... (3-10)

Keterangan: k

= permeabilitas media berpori, darcy

q

= debit aliran, cm3/s

µ

= viskositas fluida yang menjenuhi,cp

A = luas penampang media, cm2 ΔP = beda tekanan masuk dengan tekanan keluar, atm Δℓ = panjang media berpori, cm Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam persamaan (3-10) adalah: 1. Alirannya mantap (steady state) 2. Fluida yang mengalir satu fasa 3. Viskositas fluida yang mengalir konstan 4. Kondisi aliran isothermal 5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal 6. Fluidanya incompressible. Berdasarkan atas jumlah fasa cairan yang mengalir di dalam media berpori, maka pada dasarnya permeabilitas batuan dibedakan menjadi :  Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja.

K

Q. . A.( P1  P2 ) ............................................................................. (3-11)

 Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.

45

Ko 

Qo .o . A.( P1  P2 ) ............................................................................ (3-12)

Kw 

Qw . w . A.( P1  P2 ) ............................................................................ (3-13)

 Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

K ro 

Kg Ko K Krw  w K rg  K K K , , ................................................. (3-14)

Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Keterkaitan antara harga permeabilitas relatif minyak dan air terhadap harga saturasinya digambarkan oleh suatu kurva grafik yang ditunjukkan gambar 3.4, Sedangkan hubungan antara permeabilitas efektif gas dan minyak di dalam media berpori ditunjukkan dalam gambar 3.5.

Gambar 3.4 Kurva Permeabilitas Efektif untukSistem Minyak dan Air (Amyx, J. W. “Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties”)

46

Gambar 3.5 Kurva Permeabilitas Efektif untukSistem Minyak dan Gas (Amyx, J. W. “Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties”) Permeabilitas relatif minyak dan air mempengaruhi fraksi aliran (fractional flow) untuk reservoir horizontal, persamaan fraksi aliran sebagai berikut: fw  

1   

1 w kro    o krw 

.....................................................................(3-15)

Jika fw = 1 maka yang mengalir adalah 100% air tidak ada aliran minyak, sedangkan Jika fw = 0 maka yang mengalir adalah 100% minyak tidak ada aliran air. Harga fw yang besar menunjukkan efisiensi pendesakan minyak oleh air kecil, harga fw yang kecil 1 menunjukkan efisiensi pendesakan minyak oleh air besar. o N

g

s in

< 0

F r a c tio n a l F lo w

o Hubungan fractional flowM dengan saturasi air dapat dilihat pada gambar 3.6. > 1

N

o

s in

g

= 0 M

N

o g

s in M

0

o

D is p la c in g F lu id S a tu ra t io n

= 1 > 0

o

< 1 1

47

Gambar 3.6 Hubungan Fractional Flow Dengan Saturasi Air (Amyx, J. W. “Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties”)

3.1.2. Analisa Core Spesial (SCAL) 3.1.2.1. Wettabilitas Wettabilitas atau sering di sebut derajad kebasahan didefinisikan sebagai kecenderungan fluida untuk melekat pada permukaan batuan. Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi yaitu gaya tarik-menarik partikel yang berlainan. Kesetimbangan Gayagaya pada Batas Air-Minyak-Padatan dapat dilihat pada gambar 3.7. Tegangan permukaan pada dasarnya di bagi menjadi dua macam, yaitu: 1. Interfacial tension , yaitu gaya (dalam dyne) yang bekerja pada suatu permukaan batas kontak fasa cair dengan padatan tegak lurus terhadap suatu permukaan yang panjangnya 1 cm. 2. Surface tension, yaitu gaya yang bekerja pada suatu permukaan batas kontak fasa cair dengan udara, tegak lurus terhadap suatu permukaan yang panjangnya 1 cm. Besaran wettabilitas sangat dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu

48

a. Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoir. b. Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butir batuan maka semakin besar gaya adhesi yang terjadi. c. Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat di dalam minyak mentah (crude oil) Dalam sistem minyak-air benda padat, gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah : AT = so - sw = wo. cos wo ......................................................... (3-16) Keterangan : AT = Gaya adhesi, dyne/cm so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm wo = sudut kontak minyak-air.

Gambar 3.7 Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan (Amyx, J. W. “Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties”)

3.1.2.2.

Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur dimana keduanya dalam keadaan statis di dalam sistem kapiler. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah

49

perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “wetting fasa” (Pw), hubungan tekanan dalam pipa kapiler dapat dilihat dari gambar 3.8.

Gambar 3.8 Hubungan Tekanan Dalam Pipa Kapiler (Amyx, J. W. “Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties”) Berdasarkan gambar 3.8, sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan dinding pipa yang arah resultannya ke atas. Gaya – gaya yang bekerja pada sistem tersebut adalah : 1. Besar gaya tarik keatas adalah 2 rAT, dimana r adalah jari-jari pipa kapiler. 2. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah  r2 h g (w-o). Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi. Pc = Po - Pw...............................................................................................(3-17) Perbedaan tekanan permukaan antara minyak dengan air berhubungan dengan perbedaan densitas dan ketinggian dari kenaikan air. Pc = (ρw – ρo) g h ....................................................................................(3-18) Keterangan :

50

Po = Tekanan fasa non-wetting (oil = minyak), dyne/cm2 Pw = Tekanan fasa wetting (water = air), dyne/cm2 Pc = Tekanan kapiler, dyne/cm2 ρw = densitas air, gr/cm3 = densitas minyak, gr/cm3

ρo h

= ketinggian kenaikan air pada pipa kapiler, cm Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya keatas akan sama dengan

gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut : 2 π r AT = π r2 Δρ g h......................................................................(3-19) Dimana  cos 

Pc = Δρ g h , AT =

Pc 

2  cos   g h r

..............................................................(3-20)

Keterangan : σ

= tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm

cos  = sudut kontak permukaan antara dua fluida , dyne/cm r

= jari-jari lengkung pori-pori, cm



= perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3

g

= percepatan gravitasi, cm/dt2

h

= tinggi kolom, cm

3.1.2.3.

Kompressibilitas Batuan

Kompressibilitas batuan didefinisikan sebagai perubahan volume batuan yang disebabkan karena adanya perubahan tekanan batuan. Pengosongan fluida

51

dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan juga akan mengalami perubahan. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk) batuan reservoir. Menurut Geerstma (1957) ada tiga konsep tentang kompressibilitas batuan, antara lain : 

Kompressibilitas matriks batuan, cr Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan. Secara matematis persamaan koefisien kompressibilitas sebagai berikut : cr  

1   Vr    Vr   P 

T

............................................................................(3-21)

Keterangan: Cr = Koefisien kompressibilitas matrik batuan, psi-1 Vr = Volume material padatan (grains),cm3. T = Temperatur konstan, oF. P = Tekanan pori, Psi. 

Kompressibilitas bulk, CB Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Secara matematika dirumuskan koefisien kompressibilitas sebagai :  CB =

1 VB

  VB    P 



 T

........................................................................... (3-22)

Keterangan : Cb = Koefisien kompresibilitas batuan, psi-1 Vb = Volume bulk,cm3. 

Kompressibilitas pori-pori batuan, cP

52

Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume pori dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Secara matematika dirumuskan koefisien kompressibilitas sebagai :  CP =

1 VP

  VP    P 



 T

........................................................................... (3-23)

Keterangan : Cp = Koefisien kompresibilitas pori batuan, psi-1 Vp = Volume pori batuan,cm3. P = Tekanan pori, psi

3.1.2.4.

Sementasi Batuan (m), Exponen Saturasi (n), dan Konstanta Batuan (a)

Sementasi batuan (m) dan konstanta batuan (a) berhubungan dengan faktor formation batuan (f), dimana faktor formasi adalah perbandingan resistivitas batuan yang dijenuhi air 100 % (Ro) dengan resistivitas air (Rw), dapat ditulis dengan persamaan 3-24. F=

Ro a = Rw ∅m

.................................................................................... (3-24)

Dalam menentukan sementasi batuan (m) dan konstanta batuan (a) digunakan persamaan logaritma hubungan faktor formasi (f) dengan porositas batuan (Ø), dapat ditulis dengan persamaan 3-25.

53

F=log a – m log ∅ ............................................................................... (3-25) Sehingga dari persamaan 3-25 dapat membuat grafik log plot faktor formasi (F) Vs porositas batuan (Ø), dapat dilihat pada gambar 3.9.

Gambar 3.9 Log Plot Faktor Formasi (F) Vs Porositas Batuan (Ø) (Richard M. Bateman. “Open Hole Log Analysis Formation Evaluation”) Dari gambar 3.9 nilai sementasi batuan (m) And merupakan slope (kemiringan) dan konstanta batuan (a) merupakan intercept dari log plot hubungan faktor formasi dengan porositas batuan. Harga semetasi batuan dari berbagai jenis batuan dapat dilihat pada tabel III-1. Tabel III-1 Nilai Sementasi Batuan (m) Jenis Batuan Highly

cemented

(limestone,

m dolomite,

quartzite)

2.0 – 2.2

Moderately cemented (consolidated sand)

1.8 – 2.0

Slightly cemented (friable, crumbly sands)

1.4 – 1.7

Unconsolidated sands

1.3

54

Eksponen saturasi (n) berhubungan dengan resistivity index (I) Resistivity Index (I) adalah perbandingan resistivity batuan yang dijenuhi air kurang dari 100% (Rt) dengan resistivity batuan yang dijenuhi air 100% (Ro), dapat ditulis dengan persamaan 3-26. I=

Rt 1 = n Ro Sw

....................................................................... (3-26)

Dalam menentukan eksponen saturasi (n) digunakan persamaan logaritma hubungan resistivity index (I) dengan saturasi air (Sw), dapat diltulis dengan persamaan 3-27. log I =n log Sw ....................................................................... (3-27) Sehingga dari persamaan 3-27 dapat membuat grafik log plot resistivity index (I) Vs saturasi air (Sw) dapat dilihat pada gambar 3.10.

0

1

- 1

.1

Log (Rt/Ro) = n x Log Sw

Slope = “n” = 2

Log I = Log (Rt/Ro) - 2

.01

- 3

.001 Sw Log Sw

Gambar 3.10 Log Plot Resitivity Index (I) Vs Saturasi Air (Sw) (Richard M. Bateman. “Open Hole Log Analysis And Formation Evaluation”)

55

Dari gambar 3.10 nilai eksponen saturasi (n) merupakan slope (kemiringan) dari log plot resitivity index (I) Vs saturasi air (Sw). Nilai eksponen saturasi (n) menurut Rush dapat dilihat pada gambar 3.11.

Gambar 3.11 Resitivity Index Vs Brine Saturation (Amyx, J. W. “Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties”) 3.2.

Metoda Logging Well Logging merupakan pekerjaan penilaian formasi pada saat pemboran,

sebelum di casing (Open Hole) ataupun setelah dicasing (Cased Hole) dengan cara menurunkan rangkaian Peralatan logging (logging tools) ke dasar lubang bor dengan menggunakan wireline cable secepat mungkin dengan memperhatikan kondisi sumur, kemudian direkam dengan menarik keatas dengan kecepatan pengukuran diatur konstan antara 1800 s/d 6000 ft/jam, tergantung pada jenis alat logging yang dipakai, ilustrasi dapat dilihat pada gambar 3.12.

56

Gambar 3.12 Ilustrasi Wireline Logging (Pirson, J S “Handbook of Well Log Analysis for Oil And Gas Formation Evaluation”) Logging memberikan data yang diperlukan untuk mengevaluasi kuantitas dan kualitas pada lapisan yang di tembus saat pemboran. Untuk mendapatkan hasil log yang akurat peralatan logging perlu di kombinasikan, dalam mengkombinasikan peralatan logging perlu memperhatikan faktor – faktor yang mempengaruhi kombinasi logging diantaranya yaitu: 1. Jenis fluida pemboran. 2. Jenis formasi batuan reservoir. 3. Invasi mud filtrat. 4. Kondisi lubang bor. 5. Ketebalan lapisan porous. 6. Distribusi porositas dan resistivitas. 7. Kondisi optimum masing-masing log.

3.2.1. Jenis – Jenis Alat Logging 3.2.1.1. Lithology Tools

57

Lithology tools digunakan untuk menentukan zona porous permeable, menentukan kedalaman porous permeabel, ketebalan lapisan porous permeabel, dan jenis formasi yang di tembus, jenis lithology tools terdiri dari Spontaneous Potential Log (SP Log) dan Gamma Ray Log (GR Log). 1. Spontaneous Potential Log (SP Log) Spontaneous Potential Log merupakan salah satu pengukuran pertama yang dilakukan pada lubang bor. SP log digunakan untuk membedakan formasi shale dengan formasi non-shale, menghitung harga resistivitas air formasi (Rw), menentukan batas lapisan porous permeabel dan ketebalan lapisan porous permeabel. Prinsip dasar pengukuran SP log adalah mencatat perbedaan potensial antar elektroda tetap di permukaan dengan elektroda yang bergerak didalam lubang bor, Perbedaan tegangan secara terus – menerus dicatat seiring dengan dinaikannya elektroda ke permukaan pada lubang bor, perbedaan potential pada SP Log ditimbulkan dari empat macam potensial listrik yaitu: 1.

Esh (Electric Shale) Suatu potensial elektrokimia yang timbul pada shale (impermeable zone) antara bidang pertemuan horizontalnya dengan zona permeable dan bidang pertemuan vertikalnya dengan lubang bor.

2.

Ed Suatu potensial elektrokimia yang timbul pada perbatasan antara invanded zone (zona invasi) dan non-invanded zone dalam lapisan permeable.

3.

EMC (Electric Mud Cake) Potensial elektrokimia yang timbul pada mud cake.

4.

ESB (Electric Shale Bads) Potensial elektrokinetik yang timbul pada lapisan shale tipis yang berbatasan dengan lubang sumur.

58

Untuk lebih jelas prinsip dasar pengukuran SP log dapat di lihat pada gambar 3.13.

Gambar 3.13 Prinsip Dasar Pengukuran SP log Defleksi J.T. kurva SP selaluofdibaca dari shale base line, dimana bentuk dan (Dewan, “Essentials Modern Open Hole Log Interpretation”) besar defleksi dapat dipengaruhi oleh ketebalan lapisan, konduktivitas formasi, invansi lumpur, diameter lubang bor, kandungan shale dalam formasi, dan perbandingan antara Rmf (Mud Filtrate Resistivity) dengan Rw (Water Resistivity), sehingga dapat mengetahui lapisan porous permeable, menentukan batas-batas lapisan, mengestimasi harga tahanan air formasi, dan digunakan dalam korelasi batuan dari beberapa sumur. Apabila terdapat lapisan permeable akan ditandai dengan adanya defleksi SP Log dari Shale Base Line, Contoh defleksi kurva SP log dapat dilihat pada gambar 3.14

59

Gambar 3.14 Contoh Defleksi Kurva SP log (Rider, Macolm “The Geological Interpreetation Off Well Log”)

Pembacaan defleksi kurva SP Log :  Untuk lapisan shale, kurva SP log akan berbentuk garis lurus dan biasa disebut shale base line  Untuk lapisan yang permeabel dengan kandungan air asin, kurva SP log berkembang negatif (kekiri) dari shale base line  Untuk lapisan permeabel dengan kandungan HC, kurva SP akan berkembang negatif  Untuk lapisan permeabel dengan kandungan air tawar, kurva SP akan berkembang positif (ke kanan) dari shale base line Jika pengaruh SP log melalui lapisan cukup tebal dan kondisinya bersih dari clay, maka defleksi kurva akan mencapai maksimum. Defleksi SP yang

60

demikian disebut Static Spontaneous Potensial (SSP), yang dituliskan dalam persamaan 3-28 sebagai berikut : SSP=−K log

( Rmf Rw )

.................................................................... (3-28)

Keterangan : SSP

= Statik Spontaneous Potensial (mv).

K

= Konstanta penyeimbang suhu sebenarnya (61 + 0.133Tf) .

Rmf

= Resistivitas filtrat lumpur (ohm-m).

Rw

= Resistivitas air (ohm-m). Log dalam menentukan harga resistivitas air (Rw) tidak dapat berdiri

sendiri

karena SP log hanya mampu mendeteksi lapisan porous permeable

berdasarkan defleksi kurva ke arah negatif yang mendekati garis sand line tanpa dapat menjelaskan secara rinci isi kandungan lapisan antara air asin atau hidrokarbon sebenarnya. Penentuan nilai Rw dapat dilihat dari persamaan 3-29 yang berdasarkan pada persamaan 3-28.

Rw 

Rmfcorr ssp

10  K

............................................................................ (3-29)

Dimana :  Ts  6.77   Rmfcorr  Rmf    Tf  6.77  Tf  Ts 

..................................................... (3-30)

BHT  Ts  Depth formasi Total Depth

.......................................(3-31) Penentuan nilai Rwe dari pembacaan grafik dapat dilihat dari gambar 3.15. Nilai Rwe akan digunakan sebagai acuan untuk mendapatkan harga resistivitas air yang sebenarnya (Rw) dengan melihat gambar 3.16.

61

Gambar 3.15 Menentukan Nilai Rwe dari SP Log (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

62

Gambar 3.16 Grafik Menentukan Rw dari Rwe (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

Penentuan kandungan shale di dalam batuan formasi dapat di deteksi dengan menggunakan Log Spontaneous Potential. Hal ini dapat dilakukan melalui persamaan sebagai berikut :

Vshale SP 

SP log  SP clean SP shale  SP clean ...................................................... (3-32)

Keterangan : SP Log : Harga log pada chart SP, SP Clean

: Harga log SP di depan clean formasi (formasi batupasir),

SPShale

: Harga log SP di depan formasi shale,

2. Gamma Ray log (GR Log) SP Log hanya bisa digunakan pada kondisi lubang bor open hole, oleh karena itu Gamma Ray Log (GR Log) dapat menggantikan SP log apa bila kondisi lubang bor cased hole, GR Log dapat digunakan pada kondisi lubang bor open hole dan cased hole. GR log menunjukan besarnya intensitas radioaktif yang ada pada formasi, Unsur – unsur tersebut meliputi Uranium (U), Thorium (Th), dan Potasium (K). Ketiga unsur ini memancarkan Gamma Ray terus menerus yang merupakan ledakan – ledakan radiasi berenergi tinggi (Short Bursts of High Energy Radiation), yang kemudian di terima oleh sensor (Scintilation Detector). Kandungan radioaktif pada batuan shale umumnya lebih tinggi dibandingkan

63

dengan batuan lain, sehingga GR Log akan dapat membedakan lapisan-lapisan shale dan non-shale dengan jelas. Selain itu juga dapat digunakan untuk korelasi dan mengontrol kedalaman lubang sumur untuk perforasi karena log in dapat digunakan pada lubang bor yang sudah dicasing serta tidak ada pembatasan dalam penggunaan lumpur. Pada kurva gamma ray kandungan radioaktif pada formasi besar menunjukan lapisan non-porous sehingga pembacaan pada defleksi kurva GR log kearah kanan, sebaliknya bila kandungan radioaktif pada formasi kecil menunjukan lapisan porous sehingga pembacaan defleksi kurva GR Log kearah kiri. Contoh defleksi kurva SP log dapat dilihat pada gambar 3.17 Prinsip kerja dari GR Log, yaitu alat mula – mula dimasukkan sampai dasar lubang bor, hal ini dilakukan untuk mengecek supaya tidak terjadi hambatan atau sangkutan pada saat penarikan peralatan. Selanjutnya peralatan gamma ray ditarik ke permukaan dengan laju tertentu. Sinar gamma ray yang dipancarkan dari formasi batuan langsung ditangkap oleh detonator. Pada detonator sinar radioaktif tidak diukur secara langsung, tetapi melalui proses ionisasi (pelepasan elektron – elektron dari atom yang sebelumnya netral, pelepasan elektron akan menimbulkan arus listrik yang dideteksi oleh peralatan).

64

Gambar 3.17 Defleksi Kurva GR Log (Rider, Macolm “The Geological Interpreetation Off Well Log”) Penentuan besarnya kandungan shale dalam batuan formasi (Vclay) dapat dilakukan dari persamaan berikut :

Vshale GR 

Gr Log  GR Min Gr Max  GR Min ............................................................. (3-33)

Keterangan Vshale

: Volume shale (besarnya shale pada batuan formasi), %,

GRmin

: Nilai minimal dari Gamma Ray pada Chart (Clean Formation),

GRmax

: Nilai maksimal dari Gamma Ray pada Chart (Shale Formation).

3.2.1.2.

Resistivity Tools

Resistvity tool digunakan untuk membedakan lapisan reservoir dan non reservoir, membedakan water bearing zone, hidrocarbon bearing zone, mengukur resistivitas (tahanan jenis) batuan formasi beserta isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas efektif, salinitas air formasi, dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan. Ada dua metode dasar untuk pengukuran resistivitas formasi : a.Metode konduksi Mengirim arus listrik langsung ke formasi, hanya dapat digunakan pada lubang sumur yang berisikan hanya fluida yang konduktif saja. b.

Metode induksi

Menginduksikan arus listrik ke dalam formasi, dapat digunakan pada lubang sumur yang berisikan fluida yang konduktif dan fluida tidak konduktif.

65

Resistivitas formasi adalah salah satu parameter utama yang diperlukan untuk menentukan saturasi hidrokarbon pada suatu formasi Resistivitas formasi, makin besar harga resistivitas formasi, makin besar kemungkinan formasi tersebut mengandung hidrokarbon karena sifat hidrokarbon yang lebih resistif daripada air formasi. Tepat dibelakang lubang bor adalah flushed zone dengan diameter df yang mengandung hanya filtrate lumpur dengan resistivitas Rmf dan hidrokarbon sisa. Resistivitas di zona tersebut dinotasikan Rxo dan saturasi air, Sxo. Resolusi vertikal zona ini kurang lebih 6 in, bisa lebih maupun kurang. Di belakang flushed zone adalah zona transisi dengan diameter dj yang lebih dalam beberapa feet dari flushed zone. Melampaui semua zona adalah uninvaded zone, dengan resistivitas Rt, resistivitas air interstitial Rw, dan saturasi air Sw. Resistivitas pada zona invasi dapat dilihat pada gambar 3.18.

66

Gambar 3.18 Zona Invasi Lubang Bor (Schlumberger,”Log Interpretation Principles and Applications”) Keterangan gambar : Rm = Resistivitas lumpur Rmc = Resistivitas kerak lumpur ( mud cake ) hmc = Ketebalan kerak lumpur ( mud

cake )

Rmf = Resistivitas filtrat lumpur Rs

= Resistivitas serpih

Rt

= Resistivitas invaded zone

Rw = Resistivitas air formasi Rxo = Resistivitas flushed zone Sw = Saturasi air pada invaded zone Sxo = Saturasi air pada flushed zone h

= Ketebalan lapisan

dh

= Diameter lubang bor

di

= Diameter invasi (bagian dalam/flushed zone)

dj

= Dimeter invasi (bagian luar/invaded zone)

Keberadaan dari invasi ini telah mendorong perkembangan alat log resistivitas yang mengukur sedalam mungkin untuk membaca Rt. Hingga akhirnya industri mempunyai standar untuk men-run tiga alat resistivitas secara bersamaan. Investigasi deep, kurva medium dan kurva shallow. Dengan tiga kurva, pembacaan kurva deep dapat dikoreksi karena adanya efek invasi untuk memberikan harga Rt. Pengelompokan atau jenis resistivity tools dapat dilihat pada tabel III-2. Tabel III-2 Perkembangan Pengelompokan Resistivity Tools (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

67

Jenis resistivity tools yang digunakan dibagi 4 yaitu : 1. 2. 3. 4.

Conventional Resistivity Log (Normal Log, Lateral Log) Laterolog Log (Laterolog 7, Laterolog 3, Laterolog 8, Dual Laterolog) Induction Log (Dual Induction Log, Spherically Focused Log) Microresistivity Log. (Microlog, Microlaterolog Log, Microsphericaly Focused Log, Proximity Log)

1. Conventional Resistivity Log

68

Logging ini terdiri dari kurva normal (normal device) dan kurva lateral (lateral device). Conventional resistivity log ini apabila dikombinasikan dengan SP log sering disebut dengan Conventional Electrical Survey (ES). a. Normal Log Normal log memberikan pengukuran resistivitas yang selalu menggunakan empat elektroda. Anggapan yang digunakan dalam pengukuran ini adalah medium yang mengelilingi elektroda-elektroda homogen dengan tahanan batuan R ohm-m. Digunakan pada kondisi open hole, zona invasi shallow (0.5 – 1.5 ft), zona invasi medium (1.5 – 3 ft) dan lumpur pemboran konduktif. Normal log device terdiri dari dua kurva defleksi, yaitu: -

Short normal device, dengan jarak spacing 16”. Digunakan untuk

-

mengukur tahanan formasi terinvasi air filtrat (Ri). Long normal device, dengan jarak spacing 64”. Digunakan untuk mengukur tahanan formasi tidak terinvasi lumpur (Rt) dan menentukan water bearing zone

Prinsip pengukuran normal log dengan mengalirkan listrik berintensitas konstan melalui elektroda A dan B. Selisih harga potensial diukur antara elektroda M dan N. Elektroda B adalah kabel penghubungnya dan N adalah suatu elektroda yang di pasang pada ujung kabel M – N dengan jarak yang cukup jauh dari elektroda A dan M. Arus dialirkan melalui elektrode tertentu yang menembus ke dalam formasi dan voltage ini berguna dalam penentuan harga resistivity formasinya. Dalam formasi yang isotropis dan homogen, penyebaran arus akan berbentuk lingkaran-lingkaran dimana setiap lingkaran mempunyai harga potensial tertentu dan sama dengan sumber arus elektroda A. Besarnya voltage antara elektroda M yang terletak pada salah satu lingkaran dengan elektroda yang berjarak tak terhingga adalah sesuai dengan besarnya resistivity dari formasi dan galvanometer

akan

menunjukkan

besarnya

voltage

dari

formasi

bersangkutan kemudian akan dikonversikan ke dalam satuan resistivity.

yang

69

Untuk lebih jelas prinsip pengukuran normal log dapat dilihat pada gambar 3.19, contoh defleksi kurva normal log dapat dilihat pada gambar 3.20.

Gambar 3.19 Prinsip Pengukuran Normal Log (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

Gambar 3.20 Contoh Defleksi Kurva Normal Log dan Lateral Log (Rider, Macolm “The Geological Interpreetation Off Well Log”)

70

Setiap potensial (V) normal log yang ditransmisikan dari elektroda A ke elektroda M dengan keterangan besarnya potensial tersebut dapat persamaan 334sebagai berikut : V 

R .i 4 ( AM )

.................................................................................... (3-34) Keterangan : V

= Potensial listrik (volt).

i

= Intensitas arus konstan dari elektroda A (ampere).

AM

= Jarak antara elektroda A dan M (inchi).

R

= Tahanan formasi (ohm-m).



= Konstanta (3.14)

b. Lateral Log Lateral log digunakan pada kondisi open hole, lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kedalaman invasi lebih dari 3 ft, range resistivity 1 – 500 ohm-m. Lateral log berfungsi untuk menentukan Rt dan water bearing zone. contoh defleksi kurva lateral log dapat dilihat pada gambar 3.20. Lateral log mempunyai empat elektroda, dua elektroda arus, A dan B, dan dua elektroda potensial, M dan N. Elektroda M dan N berjarak 32 in. Sedangkan elektroda A berjarak 18 ft 8 in dari titik O yang terletak di tengah-tengah M dan N. Titik O disebut reference level, yaitu titik yang diinginkan untuk diukur. Arus listrik yang konstan dialirkan melalui elektroda A, perbedaan potensial antara elektroda M dan N ditempatkan pada permukaan ekipotensial lingkaran yang berpusat di A. Untuk lebih jelas prinsip pengukuran lateral log dapat dilihat pada gambar 3.20. Perbedaan tegangan yang dipindahkan antara elektroda M dan N ditentukan dengan persamaan 3-35 :

71

V 

R.i  1 1    4  AM N 

........................................................................... (3-35)

Keterangan : V

= Tegangan (volt).

i

= Intensitas arus konstan dari elektroda A (ampere).

AM = Jarak antara elektroda A dan M (inchi). N

= Elektroda (inchi).

R

= Tahanan formasi (ohm-m).



= Konstanta (3.14).

Gambar 3.21 Prinsip Pengukuran Lateral Log (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) 2. Laterolog Log Conventional Log memiliki dua kelemahan utama, yaitu: -

Pada lapisan yang relatif tipis, respon dari alat terkadang menyimpang. Apparent resistivity yang terekam sangat berbeda dengan true

72

resistivity. Sehingga sulit untuk melakukan interpretasi kuantitatif dan -

kualitatif. Pada salt water based mud, arus yang dipancarkan terkurung di dalam kolom lumpur. Sehingga apparent resistivity yang terekam hanya mendekati Rm atau Rmc.

Untuk mengatasi masalah di atas, alat yang menggunakan skema focusing current yang berbeda telah dikembangkan. Alat ini dirancang untuk memperkecil pengaruh lubang bor. Pada Focused Log arus listrik difokuskan sehingga daya tembusnya lebih jauh lagi masuk ke formasi. Karena bersifat memfokuskan arus ke dalam formasi, maka pada lapisan yang tipis sekalipun jauh lebih baik daripada Normal log maupun Lateral log. a. Laterolog 7 Laterolog 7 digunakan untuk menentukan Rt dan water bearing zone. Kondisi optimum pada lumpur jenis salt water based mud, kedalaman invasi 1.5 – 3 ft, resolusi vertikal 2 ft, diameter lubang bor kurang dari 16 in. Metode pengukuran dengan laterolog 7 akan memperkecil pengaruh lubang bor Tiga pasang elektroda dipasang secara simetris terhadap elektroda tengah Ao. Prinsip kerja laterolog ini adalah dengan cara mengirimkan arus yang konstan Io melalui elektroda Ao dan elektroda A1 dan A2 diatur arus sedemikian rupa agar melalui potensial M1 dan M2, M1’ dan M2’ adalah sama. Karena perbedaan potensial ini dipertahankan sama dengan nol, tidak ada arus yang mengalir dari Ao pada lubang antara M1 dan M1’, M2 dam M2’. Skema rangkaian laterolog 7 dapat dilihat pada gambar 3.22. Arus dari Ao akan terfokuskan dan masuk jauh ke dalam formasi secara horizontal. Oleh karena ketebalan Io digunakan 32”, maka alat ini sensitif sekali untuk merekam lapisan yang tipis, dibandingkan dengan log listrik normal device. Skematis yang Difokuskan untuk Laterolog 7 dapat dilihat pada gambar 3.23.

73

Gambar 3.22 Prinsip Pengukuran laterolog 7 (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

Gambar 3.23 Skematis yang Difokuskan laterolog 7 (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

b. Laterolog 3 Laterolg 3 merupakan pengembangan dari laterolog 7. Laterolog 3 mengurangi pengaruh lubang bor, formasi yang berdekatan, penyimpangan dari penyebaran arus pada lapisan tipis masuk jauh kedalam formasi. Fungsi dari alat

74

ini digunakan untuk menentukan Rt dan water bearing zone. Kondisi optimum laterolog 3 pada lumpur pemboran jenis salt water base mud, Kedalaman invasi 1.5 – 3 ft, Resolusi vertikal 2 ft, Resistivitas lebih dari 200 ohm-meter. Prinsip pengukuran laterolog 3 dapat dilihat pada gambar 3.24

Gambar 3.24 Prinsip Pengukuran Laterolog 3 (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) Prinsip pengukuran Laterolog 3 sama dengan Laterolog 7, tetapi pada Laterolog 3 menggunakan elektroda yang besar, Ao dan dua elektroda panjang (5 ft) yang ditempatkan secara sistematis terhadap Ao tersebut. Seperti pada Laterolog 7, melalui A1 dan A2 mengalir arus yang menahan potensial pada sonde tetap sama, sehingga arus dapat terfokuskan. Besarnya arus Io sebanding dengan tahanan formasi. Ketebalan O1,O2 lebih kecil dari ketebalan Io pada Laterolog 7 sebesar 12”. c. Laterolog 8 Fungsi laterolog 8 untuk menentukan Resistivity investigasi (Ri), laterolog 8 mempunyai pengukuran investigasi yang dangkal dengan elektroda yang kecil pada dual induction-laterolog sonde. Lateralog 8 memberikan hasil vertikal yang

75

detail, dan pembacaan banyak dipengaruhi oleh lubang bor dan invaded zone dibanding dengan laterolog 7 dan laterolog 3. Penggunaan dari laterolog 8 biasanya adalah bersamaan dengan Dual Induction Log.

Kondisi optimum

laterolog 8 digunakan pada Lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kedalaman invasi 0.5 – 1.5 ft, resolusi vertikal 2 ft, kondisi lubang bor open hole, harga resistivitas < 200 ohm-meter. Prinsip pengukuran laterolog 8 ini sama dengan laterolog 7 kecuali pada laterolog 8 mempunyai spacing yang pendek. laterolog 8 memberikan hasil vertikal yang detail dan pembacaannya banyak dipengaruhi oleh lubang bor dan invaded zone dibanding dengan laterolog 7 dan laterolog 3. Sehingga secara singkat, perbedaan dari ketiga jenis laterolog tersebut hanya terdapat pada jumlah elektroda dan ketebalan lapisan yang dideteksi. d. Dual Laterolog Dual laterolog adalah alat laterolog yang paling maju. Alat ini dapat menyajikan beberapa pengukuran secara bersama-sama, yaitu deep laterolog (LLd) dan shallow laterolog (LLs). Fungsi dual laterolog adalah menentukan resistivity flushed zone (Rxo) dan resistivity invaded zone (Rt). Kondisi optimum dual laterolog digunakan pada lumpur salt water base mud, kondisi lubang bor open hole, kedalaman invasi LLs 0.5 – 1.5 ft, kedalaman invasi LLd lebih dari 3 ft, resolusi vertikal 2 ft, kecepatan logging 2000 – 6000 ft/hr. Prinsip pengukuran dual laterolog yaitu dengan menyediakan dua arus yang berbeda konfigurasi dan frekuensi. Pola dari arus pada Dual Laterolog menunjukkan dua set elektroda yang sama digunakan untuk mendapatkan kurva deep dan shallow dengan menggunakan arus pada dua frekuensi yang berbeda. Pengukuran dalam menggunakan frekuensi 35 Hz dan pengukuran dangkal di buat pada frekuensi 280 Hz. LLd mencapai penetrasi dalam menggunakan susunan elektroda panjang (28 ft) dan mengembalikan arus ke elektroda permukaan. Sedangkan LLs mengembalikan arus ke elektroda terdekat yang akan memberikan penetrasi dangkal. LLd dan LLs mempunyai resolusi vertikal yang sama (24 in),

76

perbedaannya hanya pada jauhnya investigasi. LLd merupakan Laterolog yang mempunyai investigasi paling jauh. Prinsip Pengukuran dual laterolog dapat dilihat pada gambar 3.25. Contoh defleksi dual laterolog dapat di lihat pada gambar 3.26.

Gambar 3.25 Pola Arus Pada Dual Laterolog (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

Gambar 3.25 Contoh Defleksi Kurva Dual Laterolog (Rider, Macolm “The Geological Interpreetation Off Well Log”) 3. Induction Log Pengukuran tahanan listrik batuan formasi dengan Conventional Resistivity Log memerlukan adanya lumpur bor yang bersifat konduktif agar dapat menghantarkan listrik ke formasi. Akibatnya tidak satupun peralatan tersebut

77

yang dapat digunakan apabila lubang bor kosong, terisi minyak, gas, oil base mud, atau udara. Untuk mengatasi hal-hal semacam ini, maka dikembangkan peralatan khusus yang dapat digunakan tanpa terpengaruh oleh kondisi-kondisi tersebut diatas, peralatan tesebut adalah Induction Log. Fungsi induction log adalah untuk menentukan batuan sebenarnya (Rt) dan korelasi batuan tanpa memandang jenis lumpur yang digunakan Kondisi optimum induction log digunakan pada lumpur yang digunakan yaitu fresh water mud, porositas batuan antara medium-high ( > 15%), kondisi lubang open hole dan Invasi lumpur lebih dari 40 in. Prinsip pengukuran induction log dengan mengirimkan arus bolak-balik dengan frekuensi tinggi (± 20.000 cps) yang mempunyai intensitas konstan melalui kumparan pengirim (transmitter coil) sehingga menghasilkan medan elektromagnetik yang mana akan menimbulkan arus induksi didalam formasi. Arus induksi yang berputar ini akan menimbulkan pula medan magnet kedua yang dapat dideteksi oleh receiver coil. Besarnya medan magnet kedua ini akan sebanding dengan konduktivitas formasi. Skema rangkaian induction log dapat di lihat pada gambar 3.27

78

Gambar 3.27 Prinsip Pengukuran Induction Log (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

Keunggulan dari induction log adalah pengaruh diameter lubang bor, lapisan batuan disekitarnya dan pengaruh invasi air filtrat dapat diperkecil. Bila induction log dikombinasikan dengan SP Log dan short normal 16” akan membentuk suatu kombinasi yang lazim disebut IES (induction electrical survey). Didalam kombinasi ini short normal 16” merupakan log pelengkap induction log dalam penentuan Rt, selain itu juga dapat digunakan untuk mengoreksi dan mengontrol induction log. a. Spherical Focused Log (SFL) SFL adalah log induksi yang dikembangkan dari laterolog 8 untuk pengukuran zona invasi dangkal (Rxo). Kondisi optimum spherical focused log (SFL) digunakan pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kondisi lubang bor Open hole, Kedalaman invasi 0.5-1.5 ft, resolusi vertikal 1 ft, Kecepatan logging 5000-6000 ft/jam. Sistem SFL adalah satu set dari elektroda pada sonde induksi. Sistem ini beroperasi dengan model yang serupa dengan laterolog, kecuali fokusnya lebih dangkal. Sinyalnya juga diubah ke arus searah yang sebanding dengan konduktivitas, dan dikirim ke komputer di permukaan. Kemudian komputer menerjemahkan sinyal DC ini ke nilai konduktivitas dan seterusnya diubah ke nilai resistivitas dalam ohm-meter. Walaupun SFL mampu memberikan

79

pengukuran resistivitas formasi dangkal (invaded zone), tapi SFL belum bisa memberikan pengukuran yang akurat untuk resistivitas flushed zone (Rxo). Prinsip Pengukuran SFL dapat dilihat pada gambar 3.28, contoh defleksi kurva SFL dapat dilihat pada gambar 3.29.

Gambar 3.28 Prinsip Pengukuran SFL (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) b. Dual Induction Log Dual induction log berfungsi untuk menentukan resistivity investigasi (Ri) dan menentukan resistivitas batuan sebenarnya (Rt). Pada Dual Induction Log biasanya terdapat enam atau lebih coils dengan spacing sekitar 40 in, antara transmitter - receiver utama untuk mendapatkan pembacaan kurva dalam (ILd). Coils yang lebih sedikit digunakan untuk mendapatkan kurva medium (ILm). ILd dan ILm mempunyai resolusi vertikal yang sama. Tetapi ILm mempunyai penetrasi hanya setengah dari penetrasi

ILd. Dual induction log biasanya

dikombinasikan dengan Shallow Laterolog seperti LL8 atau SFL seperti pada gambar 3.29. Kondisi optimum pada dual induction log digunakan pada semua jenis lumpur pemboran, kondisi lubang bor open hole, ketebalan mud cake 1.5 in, resolusi vertikal 4 ft, kedalaman invasi dangkal 1.5-3 ft dan kedalaman invasi dalam ≥ 3 ft. Defleksi kurva dual induction log dapat dilihat pada gambar 3.29.

80

Gambar 3.29 Contoh Defleksi Kurva SFL Dan Dual Induction Log (George B. Asquith,“Basic Well Log Analysis”)

4. Microresistivity Log Microresistivity Log dirancang untuk memperoleh harga tahanan formasi pada flushed zone (Rxo) dan sebagai indikator lapisan porous permeabel yang ditandai dengan adanya mud cake. Hasil pembacaan Rxo oleh Microresistivity Log ini dipengaruhi oleh tahanan mud cake (Rmc) dan ketebalan mud cake (hmc). Ketebalan mud cake dapat dideteksi dari besar kecilnya diameter lubang bor yang direkam oleh Caliper Log. Kondisi optimum microresistivity log digunakan pada lubang bor open hole dan daerah invasi pada flushed zone ( 1- 6 in).

81

Jenis microresistivity log diantaranya yaitu microlog (ML), microlaterolog (MLL), proximity log (PL), microspherical focused log (MSFL). Microresistivity log biasanya digunakan bersamaan dengan alat log lainnya. Untuk Microlog biasa dikombinasikan dengan Litho-Density, CNL, atau Dual Induction Log. Sedangkan MSFL biasa dikombinasikan dengan Dual Laterolog. a. Microlog Microlog adalah alat jenis bantalan pertama yang

menggunakan tiga

elektroda dengan ukuran kecil yang dipasang didalam lempeng karet, fungsi microlog untuk menenukan resistivity flused zone (Rmf). Kondisi optimum microlog digunakan pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kedalaman invasi 1 – 6 in, harga resistivity 0.5 – 100 ohm-m, ketebalan mud cake 0.5 in. Saat pengukuran microlog, lempeng karet menekan dinding lubang bor dengan bantuan sebuah susunan pegas. Microlog digunakan untuk menentukan variasi diameter lubang bor antara 6” hingga 16” dan kedalaman formasi yang diselidiki hanya mencapai 1 ½ hingga 4”. Ketiga elektroda tersebut masingmasing mempunyai spacing sekitar 1 inchi. Microlog merekam dua buah kurva resisivity yaitu micro inverse dan micro normal. Micro normal mempunyai daerah penyidikan yang lebih dalam dan pengaruhnya terhadap mud cake relatif lebih tebal jika dibandingkan dengan micro inverse. Adanya mud cake inilah yang menyebabkan terjadinya pemisahan dari kedua kurva microlog tersebut. Prinsip arus pada pengukuran microlog dapat dilihat pada gambar 3.30. Contoh defleksi kurva microlog dapat dilihat pada gambar 3.31.

82

Gambar 3.30 Prinsip Arus Pengukuran Pada Microlog (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

Gambar 3.31 Contoh Defleksi Kurva Microlog (George B. Asquith,“Basic Well Log Analysis”) b. Microlaterolog Microlaterolog berfungsi untuk menentukan harga Rxo dimana apabila menggunakan microlog hasilnya kurang akurat. Kondisi optimum microlaterolog digunakan pada lumpur pemboran jenis salt water base mud, kedalaman invasi 1 -6 in, harga resistivity 0.5 – 500 ohm-m, ketebalan mud cake lebih kecil dari 0.25 in. Prinsip microlaterolog sama dengan laterolog. Microlaterolog mempunyai spacing pendek, arus dapat difokuskan, kedalaman daerah penyelidikan daerah

83

kira-kira 3” hingga 4”. Prinsip kerja microlaterolog adalah sebagai berikut. Microlaterolog mempunyai sebuah lempeng karet yang menekan pada dinding lubang bor dan sebuah elektroda pusat Ao serta tiga buah elektode M 1, M2 dan A1 yang masing-masing letaknya konsentris terhadap Ao. Jarak spacing antara elektroda berkisar antar ½ sampai 1 inchi. Sejumlah arus konstan Io dialirkan melalui Ao, dan beda potensial antara M1 dan M2 dibuat nol sehingga tidaka ada arus dari Ao yang mengalir horizontal kearah formasi. Prinsip pengukuran microlaterolog dapat dilihat pada gambar 3.32.

Gambar 3.32 Prinsip Pengukuran Microlaterog J.T.Log “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) c. (Dewan, Proximity Proximity Log adalah alat bantalan yang mirip dengan Microlaterolog dan Microlog yang bersinggungan dengan dinding lubang bor dan pembacaan kurva resistivitas terbebas dari pengaruh mud cake hingga ketebalan 1 in, proximity log berfungsi untuk menentukan Rxo. Kondisi optimum proximity log digunakan pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kedalaman invasi 1 – 6 in, harga resistivity 0.5 – 100 ohm-m, ketebalan mud cake 3/4 in, digunakan pada batuan karbonat atau sand. Defleksi kurva proximity log dapat dilihat pada gambar 3.33.

84

Gambar 3.33 Defleksi Kurva Proximity Log (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Opendengan Hole Log Interpretation”) Prinsip pengukuran proximity log sama microlateralog, hanya saja berbeda dalam kemampuan dan kodisi pengukuranya antara lain kedalaman penyidikanya mencapai kurang lebih 16” dan tidak banyak bergantung pada ketebalan mud cake yang terbentuk. Hasil pembacaan proximity Log dinyatakan dalam persamaan 3-36 berikut ini : RPL=J × Rxo+ (1−J ) Rt ............................................................... (3-36) Keterangan : J

= Faktor Pseudo Geometric dari uninvaded zone.

RPL = Resistivitas Proximity Log.

85

Rxo = Resistivitas pada daerah flushed zone. Rt

= Resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100%.

d. Microspherically Focused Log (MSFL) Serupa dengan Microlog, pengukuran Microspherically Focused Log (MSFL) di buat dengan sebuah bantalan elektroda khusus yang di tekan ke dinding lubang bor dengan bantuan sebuah caliper, MSFL berfungsi untuk menentukan resistivity flused zone (Rxo). Kondisi optimum MSFL digunakan pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kedalaman invasi 1 – 6 in, harga resistivity 0.5 – 100 ohm-m, ketebalan mud cake 3/4 - 3/8 in, resolusi vertikal 1 ft. Pada saat pengukuran MSFL, bantalan di pasang pada suatu rangkaian bingkai-bingkai logam yang konsentrik disebut elektroda yang mempunyai fungsi memancarkan, memfokuskan, dan menerima kembali arus listrik yang hampir sama seperti cara kerja elektroda Laterolog. Karena bantalannya kecil dan susunan elektrodanya berdekatan, maka hanya beberapa inchi dari formasi dekat lubang bor yang diselidiki, sekitar 1-3 inchi. Sehingga kita akan mempunyai suatu pengukuran dari resistivitas di daerah rembesan (flushed zone).

Karena

kedalaman investigasi Microspherically Focused Log yang kecil, maka pengaruh dari mud cake tidak bisa diabaikan, sehingga koreksi terhadap pengaruh mud cake diperlukan untuk memperoleh Rxo yang benar. Microspherically Focused Log adalah alat yang memancarkan arus listrik ke dalam formasi. Hampir sama dengan kedua alat ukur Rxo (Microlog dan Proximity Log). Tetapi pada Microspherically Focused Log arus Ia yang dikirim dari A0 akan diterima oleh A1 sedangkan Io difokuskan kepada daerah yang dideteksi. Tidak sebagaimana yang terjadi pada Microlog dan Proximity Log, dimana semua arus difokuskan jauh menembus ke dalam formasi yang dideteksi. Prinsip pengukuran dapat dilihat pada gambar 3.34.

86

Gambar 3.34 Prinsip Pengukuran MSFL (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) 3.2.1.3.

Porosity Tools

Porosity tools merupakan peralatan log yang mengukur porositas batuan, Ada tiga jenis porosity tools yang umum digunakan yaitu Density Log, Neutron Log dan Sonic Log. Nilai porositas yang didapatkan dari ketiga pengukuran tersebut bisa tidak sama. Hal ini disebabkan karena alat-alat tersebut tidak membaca poositas secara langsung. Porositas didapatkan dari sejumlah interaksi fisika di dalam lubang bor. Hasil interaksi dideteksi dan dikirim ke permukaan, barulah porositas dijabarkan. 1. Density Log Density log merupakan log yang berfungsi untuk menunjukkan besarnya densitas batuan (bulk density), mengidentifikasi mineral evaporit, mendeteksi gas bearing zone, mengevaluasi pasir serpihan dan lithologi yang kompleks. Kondisi optimum density log digunakan pada densitas batuan formasi yang rendah, unconsolidated sand formation, porositas antara 20% - 40%. Menurut perkembangannya, alat density log terdiri dari : Formation Density Compensated Tool (FDC) dan Litho-Density Tool (LDL)

87

Pada kurva density log dinyatakan dalam satuan gr/cc dan karena energi yang diterima detektor dipengaruhi oleh matrik batuan ditambah kandungan yang ada dalam pori-pori batuan, maka satuan gr/cc merupakan besaran “bulk density” adalah : 

Batuan sangat kompak Batuan sangat kompak porositasnya mendekati harga nol, sehingga persatuan volume (cc) seluruhnya/hampir seluruhnya terdiri dari matriks batuan. Dengan demikian batuan mempunyai densitas paling besar, dimana Ø = 0, dan ini disebut densitas matriks (ρma). Setiap jenis batuan mempunyai harga ρma yang berbeda.



Batuan permeabel dengan kandungan air asin Air asin mempunyai densitas lebih rendah dibanding batuan yang seluruhnya terdiri dari matriks.



Batuan permeabel dengan kandungan minyak Batuan yang mengandung minyak, maka densitasnya lebih rendah daripada berisi air asin, sebab densitas air asin lebih besar daripada minyak.



Batuan permeabel mengandung gas Batuan yang mengandung gas, densitasnya lebih rendah lagi dibandingkan dengan yang berisi minyak.



Batubara (coal) Batubara mempunyai densitas yang paling rendah diantara semua jenis batuan. Instrumen pengukuran densitas secara umum terdiri atas sumber energi

gamma ray berupa Cobalt 60 atau Cesium 137 dan dua detektor. Sumber dan detektornya terletak pada suatu bantalan yang diperkuat lagi dengan dinding

88

lubang. Detektor spasi panjang untuk membaca formasi. Detektor spasi pendek untuk mengukur material yang terjadi antara bantalan dengan formasi. Prinsip pengukuran density log yaitu suatu sumber radioaktif dari alat pengukur dipancarkan sinar gamma dengan intensitas energi tertentu menembus batuan. Batuan terbentuk dari butiran mineral, mineral tersusun dari atom atom yang terdiri dari proton dan elektron. Partikel sinar gamma membentur elektronelektron dalam batuan. Akibat benturan ini sinar gamma akan mengalami pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami benturan akan diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dari sumbernya, semakin lemah energi yang kembali maka semakin banyak elektron dalam batuan yang berarti makin padat butir penyusunan volumenya. a. Formation Compensated Density Tools (FDC) Formation compensated density tools (FDC) menggunakan sistem dua detektor, detektor memegang peranan dalam pengukuran densitas batuan. Fungsi FDC yaitu untuk menentukan densitas batuan (ρb) dan porositas batuan (Ø). Kondisi optimum FDC digunakan pada kondisi lubang bor open hole, densitas batuan 2 – 2.9 gr/cc, kedalaman penetrasi 4 in, resolusi vertikal 3 ft, kecepatan logging 1800 ft/hr. Contoh defleksi kurva FDC dapat dilihat pada gambar 3.37 Prinsip pengukuran FDC yaitu detektor yang letaknya lebih jauh dari sumber radiasi disebut detektor sumbu panjang, detektor ini memegang peranan dalam pengukuran densitas. Sedangkan detektor yang lebih dekat dengan sumber radiasi disebut detektor sumbu pendek, detektor ini sangat dipengaruhi oleh kerak lumpur. Sehingga kehadiran dari detektor sumbu pendek ini sesungguhnya merupakan detektor pembantu untuk kompensasi pengaruh kerak lumpur lubang bor yang tidak baik. Densitas yang terbaca oleh tiap detektor adalah tidak sama, jika kerak lumpur lebih berat daripada formasi maka akan terbaca densitas yang lebih tinggi dan sebaliknya untuk kerak lumpur yang lebih tipis. Perbedaan antara densitas sumbu panjang dan sumbu pendek memberikan besarnya koreksi yang

89

harus ditambahkan atau dikurangkan kepada detektor sumbu panjang. Skema prinsip pengukuran FDC dapat dilihat pada gambar 3.35

Gambar 3.35 Skema Prinsip Pengukuran FDC (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) Dengan diketahuinya densitas batuan dapat digunakan dalam menentukan besaran porositas pada batuan tersebut. Hubungan porositas dan density log untuk formasi bersih (clean formation), didapat persamaan: ρb=∅ . ρf + ( 1−∅ ) . ρma ..................................................................... (3-37) Keterangan: ρ b= ρ a sehingga:

D 

ρma  ρb ρma  ρf ................................................................................... (3-38)

Keterangan :

90

∅D

= Porositas pada Density Log (fraksi).

b

= Densitas bulk (gr/cc).

ρma = Densitas matrik (gr/cc). (sandstones = 2.65, limestone = 2.71, dolomite = 2.87) ρf

= Densitas lumpur (salt water base mud = 1.1 gr/cc, fresh water base mud = 1.0 gr/cc) Tabel III – 3 Density Bulk (ρb) Untuk Berbagai Jenis Batuan (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) Compound

Formula

Quartz Calcite Dolomite Anhydrite Sylvite Halite Gypsum Anthracite Coal Bituminous

SiO2 CaCo3 CaCO3MgCO3 CaSO4 KCL NaCl CaSO42H2O

Actual

Log-Indicated

Density, ρb

Density, ρlog

(gr/cc) 2.654 2.710 2.370 2.960 1.984 2.165 2.320 1.400 1.800 1.200

(gr/cc) 2.648 2.710 2.876 2.977 1.863 3.032 2.351 1.355 1.796 1.173

Selain dengan menggunakan persamaan 3.35 porositas dapat juga dicari dengan menggunakan grafik yang ditunjukkan oleh gambar 3.36

91

Gambar 3.36 Grafik Penentuan Nilai Porositas (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) Untuk formasi yang mengandung fluida hidrokarbon, bulk density akan menjadi rendah karena ρh lebih kecil dari ρmf. Persaman 3-34 di atas menjadi persamaan 3-39 : ρb = ∅ [Sxo × ρmf + (1 – Sxo) × ρh] + (1 - ∅) × ρma.......................... (3-39) Sedangkan pada formasi yang mengandung gas (gas bearing formation). dapat ditulis dengan persamaan 3-40 berikut : ρb = ∅ × ρmf – 1,07×Shr [(1,11 – 0,15P) – 1,15 × ρh] + (1 - ∅) × ρma (3-40) Keterangan: Shr = (1-Sxo), fraksi P

= ppm,/106

Adanya pengotoran clay dalam formasi akan mempengaruhi ketelitian, oleh sebab itu dalam pembacaan porositas density perlu dikoreksi dapat ditulis dengan persamaan 3-41 berikut: ∅Dcorr = ∅D – (Vshale x ∅Dshale)................................................... (3-41) Dimana :

Dshale 

ma  shale ma  f .....................................................................(3-42)

ρshale adalah densitas yang terbaca ketika Vclay = 1. b. Lithodensity Log (LDL)

92

LDL merupakan perkembangan dari alat FDC (Formation Density Compensated Tool), akan tetapi detektor LDL yang dipakai lebih sensitif, stabilisator tegangan listrik untuk detektor terpasang langsung pada sistem elektronika detektor, dan sinar gamma yang dideteksi diukur pada dua jendela tingkat tenaga yang terpisah. Dimana jendela tenaga-tinggi terdiri dari informasi densitas saja, sedangkan jendela dengan tenaga-rendah berisi informasi densitas dan fotolistrik. Fungsi dari lithodensity log yaitu untuk menentukan densitas elektron (ρe atau PEF), mengidentifikasi litologi secara langsung dan menentukan porositas batuan (Ø). Kondisi optimum lithodensity log digunakan pada formasi batuan unconsolidated sand, kondisi lubang bor open hole, porositas antara 20% 40%, densitas batuan formasi rendah. Contoh defleksi kurva lithodensity dapat dilihat pada gambar 3.38. Prisip pengukuran lithodensity log, menurut teori fisika nuklir, bila sinar gamma dengan tenaga tinggi ditembakkan ke formasi, ada tiga macam interaksi yang mungkin terjadi, yaitu:   

Gejala fotolistrik, bila E < 100 keV. Hamburan compton, bila 75 keV < E < 2 MeV. Produksi kembar, bila E > 1.2 MeV.

dimana E adalah tenaga sinar gamma mula-mula. Densitas yang diukur oleh lithodensity log (LDL) sebagai akibat dari hamburan compton sebetulnya adalah densitas elektron (jumlah dari elektron per satuan volume). Dari densitas elektron ini dapat dicari hubungannya dengan densitas formasi. Densitas elektron (ρe) didefinisikan sebagai: ρe = (2 × Ne) / N................................................................................ (3-43) Ne = N × ρb × 2Z / A.......................................................................... (3-44) Dengan mensubstitusikan persamaan 3-43 ke dalam persamaan 3-44 didapat:

93

ρe = (2Z / A) × ρb.............................................................................. (3-45) ρe = ρb jika 2Z / A = 1 Keterangan : ρe

= Densitas elektron (gr/cc).

ρb

= Densitas batuan (gr/cc).

N

= Bilangan avogrado (N = 6,02 x 1023).

Ne = Jumlah elektron per cc. Z

= Nomor atom.

A

= Berat atom (berat satu atom dari unsur). Untuk sebagian besar formasi, densitas yang terbaca oleh LDL apparent

density (ρa) adalah ekivalen dengan densitas yang sebenarnya. Hamburan fotoelektrik untuk beberapa litologi dapat dilihat pada tabel III – 4.

Tabel III – 4 Hamburan Foto Elektrik Untuk Berbagai Lithology (Rider, Macolm “The Geological Interpreetation Off Well Log”)

94

2. Neutron Log Neutron Log pada dasarnya digunakan untuk menentukan porositas total batuan tanpa memandang apakah pori-porinya diisi oleh hidrokarbon atau air formasi, dikombinasikan dengan density log dapat membedakan lapisan hidrokarbon dengan lapisan yang mengandung air (air tawar atau air asin) dan untuk korelasi batuan. Kondisi optimum neutron log digunakan pada batuan yang mempunyai porositas rendah (0% - 20%), kondisi lubang bor cased hole maupun open hole,

95

dapat digunakan untuk semua jenis lumpur, formasi batuan non-shaly, diameter lubang bor antara 6” – 10”. Prinsip kerja neutron log adalah dengan melepaskan atom neutron ke dalam formasi melaui sumber, dan dua detektor perekam dipasang pada suatu alat yang ditempelkan pada dinding sumur. Atom tersebut akan menabrak atom – atom yang ada di dalam batuan formasi, sehingga mengalami kehilangan energi, lalu akan dipantulkan kembali ke lubang bor. Detektor akan menghitung atom neutron yang kembali dari formasi sehingga dapat diketahui banyaknya atom hidrogen di dalam formasi batuan. Prinsip Pengukuran Neutron log dapat dilihat pada gambar 3.37 Terdapat 3 detektor pada neutron log yang berfungsi mendeteksi energi thermal neutron, yaitu : 

Thermal neutron detector, mendeteksi panas neutron yang mempunyai energi sebesar ~ 0,025 ev.



Epithermal neutron detector, mendeteksi panas neutron yang mempunyai energi lebih besar dari thermal energi (~ 0,025 ev).



Capture Gamma Ray detector, mendeteksi gamma ray yang timbul pada proses penyerapan thermal neutron.

96

Gambar 3.37 Prinsip Kerja Neutron Log (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) Semakin besar pulse yang direkam oleh detector apabila awan thermal neutron mengembang (less hydrogen) dan semakin kecil pulse apabila awan thermal neutron mengkerut (more hydrogen). Sehingga banyaknya pulse yang direkam oleh detector berbanding terbalik dengan porositas, karena semua hydrogen terkandung dalam batuan yang memiliki pori – pori. Contoh defleksi kurva neutron log dapat di lihat pada gambar 3.38.

97

Gambar 3.38 Defleksi Kurva Porosity Tools Density – Neutron Log (George B. Asquith,“Basic Well Log Analysis”) Peralatan log neutron yang dipergunakan pada well logging meluputi : 

Sidewall Neutron Porosity (SNP) (1960-an), dilengkapi dengan epitermal detector dan pad yang berfungsi untuk menempatkan SNP menempel pada dinding lubang bore. SNP tidak sensitif pada keberadaan mineral yang menyerap thermal neutron



Compensated Neutron Log (CNL) (1970), dilengkapi sepasang thermal detector dengan ke dalam investigasi sebesar 10 inch.

Persamaan dalam penentuan porositas neutron adalah sebagai berikut: ∅N =1.02 ×∅N log

+0.0425 ................................................................. (3-46)

Keterangan : ∅N log

...............................................................................................=

Porositas neutron pembacaan log neutron

98

Sedangkan

persamaan yang digunakan dengan adanya pengaruh clay

adalah sebagai berikut: ∅N =∅+ ( V clay x ∅Nclay )

Dimana

∅Nclay

........................................................................... (3-47)

adalah porositas neutron yang terbaca ketika Vclay = 1.

Kombinsi antara Neutron – Density dapat mengetahui Vshale dengan persamaan sebagai berikut

VshaleND 

 N  D  Nshale   Dshale ............................................................(3-48)

Penentuan porositas efektif dapat ditentukan dengan persamaan (3-49) sedangkan atau dengan persamaan persamaan (3-50).

e 

e 

 Ncorr   Dcorr 2

................................................................... (3-49)

(2   Ncorr)  (7  Dcorr ) 9

.................................................(3-50)

3. Sonic Log Alat ini mengukur kecepatan suara didalam formasi. Kecepatan rambat gelombang suara biasanya dikenal sebagai “interval transit time (Δt)”. Interval transit time didefinisikan sebagai waktu yang diperlukan oleh gelombang suara untuk menempuh jarak satu feet pada suatu bahan (sec/ft atau µsec/ft). Fungsi dari sonic log menentukan nilai Δt log dan menentukan porositas batuan. Prinsip pengukuran sonic log dengan menggunakan dua buah transmitter gelombang suara dan empat buah alat penerima (receiver). Transmitter memancarkan gelombang compressional & gelombang freflaksi yang merambat

99

ke dalam formasi, lalu gelombang yang kembali dari formasi ditangkap dengan menggunakan receiver. Beda waktu tersebut akan menghasilkan transite time yang diukur dalam satuan (μsec/ft). Skema prinsip pengukuran sonic log dapat dilihat pada gambar 3.39. Perambatan suara didalam formasi tergantung dari matrik batuan, porositas batuan dan fluida dalam pori-pori tersebut. Gelombang suara yang merambat dalam formasi akan dipantulkan kemudian ditangkap oleh receiver. Berdasarkan persamaan Willey yaitu pada persamaan 3-51. Contoh defleksi kurva neutron log dapat di lihat pada gambar 3.40. t log  tma tf  tma

Øs =

.............................................................................(3-51)

Gambar 3.39 Prinsip Pengukuran Sonic Log (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

100

Gambar 3.40 Contoh Defleksi Kurva Sonic Log (George B. Asquith,“Basic Well Log Analysis”) Kondisi Optimum sonic log digunakan pada Unconsolidated sand formation, dapat digunakan pada lubang bor yang belum dicasing, dapat diturunkan pada semua jenis lumpur, tetapi tidak baik untuk kondisi gas filled hole. Material

Vma (ft/sec)

Δtma (µ sec/ft)

Δtma (µ sec/ft) biasa digunakan

Sandstone

18000 – 19500

55.5 – 51.0

55.5 – 51.0

Limestone

21000 – 23000

47.6 – 43.5

47.6

Dolomite

23000 – 26000

43.5 – 38.5

43.5

Anhydrite

20000

50.0

50.0

Salt

15000

66.7

67.0

porositas 15% - 25%. pada sumur open hole. Keterangan : t log = transit time yang dibaca dari kurva sonic log, µsec/ft. tma

= transit time pada matrik batuan, µsec/ft. (dapat dilihat pada table III-5)

tf

= transit time fluida, msec/ft. (189 µsec/ft untuk filtrat lumpur) Tabel III – 5 Transit Time Pada Matrik Batuan (Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

101

Dalam

perkembanganya sonic log ada dua jenis yaitu borehole

compensated sonic log (BHC) dan Long spacing sonic log. a. Borehole commpensated sonic log (BHC) BHC berfungsi sebagai mengukur compressional interval transit time formasi (∆tc) dan identifikasi lithologi. Dengan kondisi optimum pada formasi kompak (porositas 15% - 25%), dapat dilakukan pada semua jenis lumpur, kecepatan logging 5000 ft/hr, kedalaman penetrasi 1 in. Contoh defleksi kurva BHC dapat di lihat pada gambar 3.40 Untuk menghitung porositas sonic dari pembacaan log ∆t harus terdapat hubungan antara waktu dan porositas. Bentuk umumnya adalah: ∆ t log =∆ t fluid ×∅+ ∆ t ma × ( 1−∅−V s h ) + ∆ t s h × V s h

.......................... (3-52)

Dan untuk formasi bersih, persamaan tersebut disederhanakan menjadi: ∆ t log =∆ t fluid ×∅+ ∆ t ma × ( 1−∅ ) ...................................................... (3-53 Dari persamaan 3-53 porositas akan menjadi :

s 

t log  tma t fluid  tma ............................................................................... (3-54)

Keterangan: ∅s

= Porositas pada Sonic Log (fraksi).

∆ t log

= Transite time yang dibaca dari log (μ sec/ft).

∆ t fluid

= Transite time fluida (μ sec/ft). =198 μ sec/ft untuk fluida dengan kecepatan 5300 ft/sec)

∆ t ma

= Transite time matrik batuan (μsec/ft).

102

∆ t sh

= Transite time shale (μ sec/ft).

Ø

= Porositas (fraksi).

Vsh

= Kandungan shale (clay) dalam formasi (%).

b. Long Spacing Sonic Log (LSS) Fungsi Long Spacing Sonic yaitu mengukur shear interval transit time (Δts), identifikasi lithologi dan merekam sifat mekanik batuan. Pengukuran sifat mekanik batuan LSS yaitu Poisson’s Ratio, Shear Modulus, Bulk Modulus, Young’s Modulus. Poisson' s Ratio ( ) 

r

Dimana :

( 0 .5  r 2 )  1 r 2 1

................................................. (3-55)

Vc Vs

Shear Modulus (  )    Vs 2 ........................................................ (3-56)

Bulk Modulus (B)   (Vc 2 1.333Vs 2 ) ....................................... (3-57) Young ' s Modulus (E )  2 (1  )

.................................................. (3-58) Kondisi Optimum korelasi yang lebih baik pada data seismic, dapat dilakukan pada semua jenis lumpur, kondisi open hole, porositas antara 20% 40%, unconsolidated sand formation. . Contoh defleksi kurva LSS dapat di lihat pada gambar 3.41.

103

Gambar 3.41 Contoh Defleksi Kurva LSS 3.2.2. (Dewan, Interpretasi J.T. Logging “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”) Hasil rekaman formasi yang di tembus akan di interpretasikan secara kualitatif maupun kuantitatif. 3.2.2.1. Interpretasi Manual 3.2.2.1.1. Interpretasi Kualitatif Interpretasi kualitatif log didasarkan atas bentuk (defleksi) kurva dari log yang tergambar dalam slip log, yang umumnya dipengaruhi oleh jenis lithologi, kandungan fluida dan mineralnya. Adapun pengamatan ini berupa :    

Identifikasi kedalaman zona porous permeabel. Identifikasi batas dan ketebalan zona porous permeabel Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel. Identifikasi jenis batuan zona porous permeabel

a. Identifikasi Kedalaman Zona Porous Dan Non-Porous Untuk mengidentifikasi lapisan produktif, dapat diketahui pada kedalaman berapa lapisan porous permeable berada. Adapun masing-masing log dapat diketahui sebagai berikut : 1. Defleksi SP Log

104

Dengan menggunakan SP Log, akan dapat diketahui lapisan shale dan non shale. Bilamana lumpur pemboran mempunyai perbedaan salinitas dengan air formasi (terutama lumpur air tawar/ fresh water mud), lapisan non-shale umumnya ditunjukkan dengan adanya penambahan defleksi negatif (ke kiri) dari shale base line sedangkan pada formasi shale akan terjadi defleksi positif (ke kanan) dari shale base line. 2. Separasi Resistivity Adanya lapisan porous permeabel sering ditunjukkan dengan adanya separasi antara kurva resistivity investigasi dalam dengan investigasi rendah. Pada zona yang mengandung air (Rmf > Rw dan Rxo > Rt), pembacaan resistivitas daerah dangkal lebih besar daripada daerah pengukuran dalam. Sedangkan pada lapisan yang mengandung hidrokarbon, perbedaan antara Rxo dan Rt akan kecil tergantung Rmf/Rw dan Sw/Sxo. 3. Separasi Microlog. Proses invasi pada lapisan permeabel akan mengakibatkan terjadinya mud cake pada dinding lubang bor. Dua kurva hasil dari pembacaan akibat adanya mud cake oleh Microlog akan menimbulkan separasi positif (micro inverse < micro normal) pada lapisan permeabel. 4. Caliper Log. Dalam kondisi lubang bor yang baik umumnya Caliper Log dapat digunakan untuk mendeteksi adanya ketebalan mud cake sehingga dapat memberikan/membantu 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 menunjukkan intensitas radioaktif yang besar adalah lapisan shale atau clay, sedangkan defleksi kurva yang

105

menunjukkan intensitas radioaktif yang rendah menunjukkan lapisan permeabel.

b. Identifikasi batas dan ketebalan zona porous permeabel Ketebalan lapisan batuan dibagi 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 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”. Log yang umum digunakan adalah : 1.

Kurva SP Dengan log ini dapat membedakan lapisan shale dan non shale. Saat

terjadi perubahan dari lapisan shale menjadi lapisan non shale (lapisan porous permeabel) maka kedalaman tersebut dicatat sebagai kedalaman top struktur. Pada saat alat diturunkan, diindikasikan lapisan berubah dari lapisan porous permeabel menjadi lapisan shale yang dicatat sebagai kedalaman bottom struktur. Selisih dari kedalaman top dan bottom struktur dicatat sebagai ketebalan dari lapisan porous permeabel. 2.

Kurva Resistivity

106

Alat log yang terbaik pembacaannya didapatkan dari Laterolog atau Induction Log karena pada pengukuran dengan menggunakan Laterolog sangat sedikit pengaruh dua lapisan yang berdekatan (adjacent beds), dapat mengidentifikasi zona yang tipis, dan dapat optimum pada salt water mud dimana alat resistivitas yang lain tidak dapat bekerja.

3.

Kurva Microresistivity Pada kondisi lumpur yang baik (fresh water mud) dapat memberikan hasil

penyebaran vertikal yang baik. 4.

Gamma Ray Log Log ini dapat membedakan adanya shale dan non shale, disamping itu

dapat digunakan pada kondisi lubang bor yang telah dicasing biasanya dikombinasikan dengan Neutron Log, oil base mud, dan gas filled hole. Sama seperti SP Log, Gamma Ray Log dapat menunjukkan batas dan ketebalan lapisan porous permeabel. Perlu diperhatikan pengukuran batas dan ketebalan lapisan, harus diperhatikan pula masalah kondisi optimum masing-masing alat log.

c. Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel dapat dilakukan dengan mengamati resistivity log dengan mendasarkan kepada sifat air, minyak dan gas. Karena minyak mempunyai sifat resistivitas yang lebih tinggi dibandingkan dengan air, maka pada kurva log menunjukkan harga yang tinggi dibandingkan dengan air. Gas dan minyak dibedakan dengan ketajaman kurva, dimana gas akan lebih tajam kurvanya dikarenakan sifatnya yang lebih resistif daripada minyak. Sedangkan batas minyak dan air ditentukan oleh perubahan resistivitas dari besar ke kecil.

107

Hasil pengamatan dari resistivity log dibandingkan terhadap hasil pengukuran log FDC-CNL. Air dan minyak mempunyai indeks hidrogen yang tinggi, sehingga pada kurva log akan menunjukkan harga yang rendah. Sedangkan gas menunjukkan indeks hidrogen tinggi pada kurva neutron, tetapi densitas gas lebih kecil daripada air dan minyak. Adanya gas, minyak dan air bisa ditandai dengan adanya separasi antara kurva neutron dan density. Gas teridentifikasikan dengan separasi yang lebih besar daripada minyak dan air, dimana kurva neutron berada disebelah kanan kurva density

d. Identifikasi jenis batuan zona porous permeabel Dengan mengidentifikasi jenis batuan zona porous permeabel akan mengetahui karakteristik atau sifat dari formasi yang ditembus oleh lubang bor. Selain itu bisa diprediksi masalah yang akan ditemui beserta penanganannya. Contohnya apabila jenis lithologi dari lapisan tersebut adalah sandstone. Maka mungkin saja terjadi problem kepasiran dan bisa ditentukan bagaimana penanganan dari masalah tersebut. 

Dengan FDC log akan didapatkan nilai ρ b. Sebagai contoh, nilai ρb yang didapat dari logging adalah 2,87. Maka jenis batuannya adalah dolomite.



Dengan LDL akan didapatkan nilai Pe. Nilai Pe yang didapat 1,81 maka jenis batuannya adalah sandstone.



Dengan BHC akan didapatkan nilai Δtma sebesar 54 µsec/ft. maka jenis batuannya adalah sandstone.



Dari LDL diketahui nilai shear dan compessional travel time (Δts dan Δtc). apabila Δts/Δtc = 1,9 maka jenis batuannya adalah limestone.

3.2.2.1.2. Interpretasi Kuantitatif Interpretasi kuantitatif bertujuan untuk menentukan parameter-parameter reservoir seperti, Resistivitas air (Rw), kandungan shale (Vshale), porositas efektif

108

batuan (Øe) dan saturasi air (Sw) dimana data tersebut diolah dari rekaman hasil log menggunakan persamaan pendukung dan logging chart. Data yang telah diolah dapat digunakan untuk memperkirakan cadangan hidrokarbon ditempat secara akurat. Dalam penulisan skripsi ini penentuan Resistivitas batuan Resistivitas Air (Rw) dengan metode pengukuran langsung air formasi yang terproduksi di laboratorium, penentuan Vshale dengan metode Gamma Ray Log (persamaan 3-33), penentuan prositas batuan efektif dengan metode Neutron – Density, dan penentuan saturasi air (Sw) dengan metode Indonesian Equation. Adapun langkah-langkahnya adalah sebagai berikut : 1. Menentukan Temperatur Formasi (Tf) dengan persamaan 3-31. BHT −Tsurface TF=Ts+ × Dept h Formasi Total Depth 2. Menentukan Rmf koreksi (Rmfcorr) dengan persamaan 3-30. Ts+ 6.77 Rmf corr=Rmf × Tf + 6.77

[

]

3. Menentukna Resistivitas air (Rw), metode dalam penentuan Resistivitas air (Rw) yaitu: a. Menentukan Rw metode SP dengan persamaan persamaan 3-29. Rw=

Rmfcorr 10

SSP −K

b. Menentukan Rw dengan metode pengukuran langsung air formasi yang terproduksi di laboratorium, Rw yang terproduksi dikoreksi terhadap temperature formasi c. Menentukan Rw dengan Picket Plot 4. Menentukan kandungan shale (Vshale), metode dalam penentuan Vshale yaitu: a. Menentukan Vshale dengan metode SP log dapat dilihat pada persaman 3-32. V s h=

( SP−SPclean ) ( SPs h−SPclean )

b. Menentukan Vshale dengan metode GR log dapat dilihat pada persamaan 3-33.

109

Vshale=

GR log−GR min GR max−GR min

c. Menentukan Vshale dengan metode neutron – density dapat dilihat pada persamaan 3-48. Vs h ale=

∅ N−∅ D ∅ Ns h−∅ Dsh

5. Menentukan porositas density (ØD) dengan persamaan 3-38. ρma−ρ b ∅ D= ρ ma−ρ f 6. Menentukan porositas density koreksi (ØD corr) dengan persamaan 3-55. ∅ Dcorr =∅ D−(Vs h ale ×∅ Ds h ale) 7. Menentukan porositas neutron (ØN) dengan persamaan 3-46. ∅ N =1.02 Ø Nlog+0.0425 8. Menentukan porositas neutron koreksi (ØN corr) dengan persamaan 3-47. ∅ Ncorr =∅ N −(Vs h ale ×∅ Ns h ale) 9. Menentukan porositas efektif (Ø eff) dengan persamaan 3-49. Ncorr  Dcorr e  2 10. Menentukan saturasi air daerah invasi (Sxo) dengan persamaan berikut 1

Sxo  



 1

Vshale   2 

 Vshale Rxo  Rsh   



e m    a  Rmf  

............................................ 3-58

11. Menentukan saturasi air (Sw) dengan persamaan berikut. 1

Sw  

Vshale   1  2   Vshale

Rt 







 



Rsh





e m 

a  Rw  



....................................................... 3-59

110

3.2.2.2...................................................................................................... Interpretasi dengan software interactive Petrophysics Interactive petrophysics merupakan software, software ini membantu dalam interpreatsi logging seperti dalam penentuan lithology batuan, penentuan Vclay, penentuan porositas batuan, saturasi air serta perhitungan cut-off. Prosedur dalam interpretasi dengan interactive petrophysics: 1. Input Data: a. Input data LAS : 

Klik Input/Output pada software IP.



Klik Load Data, pilih jenis data yaitu LAS/LBS.



Pilih data las yang digunakan pada folder penyimpanan data, maka muncul tampilan seperti gambar 3.42



Sesuaikan type dan satuan logging yang telah di run, klik load dan close

Gambar 3.42 Input Data Las (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)

111

b. Input data Header log: 

Klik Well pada software IP



Klik Manage Header Log Info



Input parameter pemboran seperti kedalaman total, ground level elevation (GL), derrick flour elevation (DF), resistivity mud (Rm), temperatur Rm, resistivity mud filtrate (Rmf), temperatur Rmf, resistivity mud cake (Rmc), temperatur Rmc. Seperti pada gambar 3.43

Gambar 3.43 Input Data Header Log c. Input gradient temperatur: (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)  Klik Calculate pada software IP  Klik Temperature Gradient.  Input temperature permukaan (Ts), bottom hole temperatur (BHT), kedalaman total seperti pada gambar 3.44.

112

Gambar 3.44 Input Temperature Gradient (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”) d. Input data sementasi batuan (m), faktor saturasi (n), dan konstanta batuan (a).  Klik Display Porosity and Saturation Water Analysis Parameter  Klik Sw Logic  Input data sementasi batuan (m), faktor saturasi (n), dan 

konstanta batuan (a). Klik run (seperti pada gambar 3.45 )

Gambar 3.45 2. Print Out Slip/Chart Log : Input Data Parameter SCAL  Klik(Senergy, View pada software IP “Manual Interactive Petrophysics”)  Klik Log Plot  Klik File  Klik Program Default  Klik Triple Combo, seperti pada gambar 3.46

Gambar 3.46 Print Out Chart Kombinasi Log (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)

113

3. Koreksi Data: a. Koreksi kedalaman total (Splice Curve) 

Input data LAS/LBS track 2



Input kedalaman total pada track 2 kemudian klik run, seperti pada gambar 3.47

Gambar 3.47 Extend Interval Sumur (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)   

Klik Edit pada software IP Klik Interactive Curve Splice Input jenis log curve track 1 dan jenis log curve track 2 yang akan di gabungkan kemudian klik OK, seperti pada gambar 3.48

114

Gambar 3.48 Interactive Curve Splice (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”) b. Koreksi Shale Baseline :  Klik Edit  Klik Interactive Baseline Shift  Klik Curva SP log pada Combo Plot Log  Klik Start pada gambar 3.49

Gambar 3.49 Shifting SP Baseline (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”) c. Koreksi Gamma Ray log  Klik Display Clay Volume Analysis Parameter pada software 

IP. Klik metode Vshale Koreksi nilai parameter VShale seperti pada gambar 3.50

Gambar 3.50 Koreksi Parameter VShale (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)

115

4. Interpretasi Data : a. Interpretasi kedalaman zona porous :  Klik Interpretation pada software IP  Klik Clay Volume Parameter  Klik Zone Depth – Option, kemudian input kedalaman zona porous. Seperti pada gambar 3.52

Gambar 3.52 Interpretasi Kedalaman Zona Porous (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”) b. Interpretasi Vshale :  Klik Interpretation pada software IP  Klik Clay Volume, pilih metode penentuan Vshale seperti pada 

gambar 3.53 Klik Run

116

Gambar 3.53 Interpretasi Vshale (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”) c. Penentuan Resistivitas air (Rw) Penentuan Rw dan sementasi batuan software IP diketahui dengan Picket Plot, langkah – langkah pembuatan picket plot dengan software IP :  Klik kanan pada kolom resistivity  Klik RLA5 / PHIE, maka muncul picket plot (Resistivity Vs 

Porosity) Drag garis Sw 100% ke titik nilai resistivity terendah di zona porous, sehingga nilai Rw dan sementasi dapat diketahui, seperti pada gambar 3.54

117

Gambar 3.54 Picket Plot (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”) d. Interpretasi Porositas batuan (Ø) dan Saturasi air (Sw) :  Klik Interpretation  Klik Porosity and Saturation Water  Input log curve yang digunakan, pilih model porosity dan metode penentuan saturasi yang digunakan, model porosity yang digunakan adalah model Neutron - Density, persamaan saturasi yang digunakan adalah Indonesian equation, seperti pada gambar 3.55. plot hasil analisa dengan interactive petrophysic dapat dilihat pada 

gambar 3.56 Klik Ok

118

Gambar 3.55 Interpretasi Porositas Dan Saturasi Air (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)

Gambar 3.56 Contoh Hasil Interpretasi Dengan Software IP (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)

5. Setelah mendapatkan Cut-off parameter Tentukan kedalaman lapisan net pay zone dengan klik Interpretation – Cutoff and Summation kemudian run, sehingga muncul tampilan seperti gambar 3.57, hapus zona yang tidak prospek.

119

Gambar 3.57 Net pay Zone (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)

3.3.

Penentuan Cut-off Parameter Petrophysics Cara penentuan cut-off Vshale dan porositas batuan efektif dilakukan

dengan membuat grafik plot Vshale (sumbu y) dan porositas batuan efektif (sumbu x). Harga porositas batuan efektif dan Vshale diambil dari interpretasi logging yang telah di uji sumur (DST Test / MDT Test), dari hasil uji sumur tersebut dapat diketahui adanya aliran (flow) dan yang tidak (no flow) dan pada zona porous atau pada interval perforasi (zona interest), harga porositas batuan pada zona porous tersebut diplot dengan harga Vshale, contoh penentuan cut-off Vshale dan cut-off saturasi seperti pada gambar 3.58.

120

Gambar 3.58 Contoh Penentuan Cut-Off Porositas Batuan Dan Vshale (Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir) Pada gambar 3.58, zona flow merupakan zona yang teridentifikasi adanya aliran fluida (minyak, gas dan air) setelah dilakukan uji sumur, sementara zona yang tidak flow merupakan zona tanpa adanya aliran fluida (minyak, gas, air) yang disebabkan adanya Vshale yang menghambat aliran fluida. Apabila dari hasil uji sumur (tes sumur) menunjukan semuanya mengalir (Flow), maka dalam penentuan cut-off dapat dilakukan berdasarkan laju aliran, yaitu membuat grafik hubungan antara porositas atau Vshale dengan laju alir produksi, kemudian tarik garis terdalam yang memiliki trend menurun, untuk penentuan cut-off porositas, dengan cara yang sama tarik garis terluar untuk penentuan cut-off Vshale seperti pada gambar 3.59

Gambar 3.59 Contoh Penentuan Cut-off Vshale Dan Porositas Batuan Dengan Laju Alir (Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir) Penentuan cut-off saturasi air (Sw) dilakukan dengan memplot Water Cut (sumbu y) dengan saurasi air (sumbu x), dimana water cut dihitung dengan fracrional flow, fractional flow dapat ditentukan dengan adanya data permeabilitas

121

relatif minyak (Krw) dan permeabilitas relatif air (Krw) dapat dilihat dari persamaan 3-15, contoh penentuan cut off saturasi air seperti pada gambar 3.60

Gambar 3.60 Contoh Penentuan Cut-off Saturasi Air (Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir)

3.4............................................................................................................ Penentua n Lapisan Produktif Untuk membedakan antara lapisan porous yang produktif

dan lapisan

porous yang tidak produktif dari suatu formasi berdasarkan dari nilai cut-off Vshale, cut-off porositas batuan efektif, dan cut-off saturasi air. Suatu lapisan yang produktif jika Vshale lapisan produktif lebih kecil dari Vshale cut-off (Vshaleprod < Vshalecf), porositas batuan untuk lapisan produktif lebih besar dari porositas batuan cut-off (Øprod > Øcf) dan saturasi air untuk lapisan produktif lebih kecil dari saturasi air cut-off (Swprod < Swcf).

3.5.

Perbandingan Parameter Petrofisik Hasil Perhitungan Manual Dengan Hasil Software IP

Perbandingan digunakan untuk menentukan persentase besarnya perbedaan perhitungan antara manual dengan software interactive petrophysic.

122



Penentuan persentase hasil porositas batuan efektif dengan persamaan 360.

e manual  e software IP  100% e software IP



........................................................... (3-60) Penentuan persentase saturasi air dengan persamaan 3-61.



........................................................ (3-61) Penentuan persentase cut-off Vshale dengan persamaan 3-62

Sw manual  Sw software IP  100% Sw software IP

Vshale manual  Vshale software IP 100% Vshale software IP

..............................................(3-63)