Daftar Isi Halaman Bab 1. Pengantar Evaluasi Log 1.1 Apa yang diperlukan industri perminyakan agar sukses dalam penemuan minyak ? 1.2 Apa yang dapat di lakukan oleh perusahaan jasa logging ? Proses Logging Interpretasi Log Sumur Jasa Penyelesaian Sumur Pengamatan Reservoar 1.3 Pengaturan sistem di lapangan 1.4 Sistem di Permukaan Bab 2. Konsep-konsep Evaluasi Dasar 2.1 Ruanglingkup Logging 2.2 Reservoar Asli 2.3 Dampak dari proses pemboran 2.4 Resistivitas dan Faktor Formasi 2.5 Porositas 2.6 Porositas dan Faktor Formasi 2.7 Kejenuhan 2.8 Hidrokarbon yang dipindahkan Bab 3. Apakah Log itu ? 3.1 Penampilan Log 3.2 Corak, skala, bagan dan simbol Log 3.3 Penampilan log 3.4 Penerapan Log Bab 4. Interpretasi Formasi Bersih 4.1 Lingkungan kerja 4.2 Evaluasi litologi dan porositas 4.3 Pengenalan Litologi Pintas 4.4 Penentuan kejenuhan air Bab 5. Metode Pintas 5.1 Indentifikasi Lapisan 5.2 Kendali Mutu Log (LQC) 5.3 Metode rasio resistivitas 5.4 Metode untuk mencari R.w 5.5 Metode untuk mencari Sw 5.6 Ringkasan dari alat ukur Resistivitas 5.7 Porositas pintas dan Litologi dan 53 5.8 Indentifikasi litologi 55 5.9 Penentuan jenis hidrokarbon 55 5.10 EPT pintas 57 Bab 6. Metode Penentuan Rw 58 6.1 Gambar-silang porositas-resistivitas 6.2 Metode rasio resistivitas 59 6.3 Rw dari SP 61 6.4 Pendekatan Rwa 61 6.5 Rw dari EPT : 62 6.6 Rw dari sumber lain 62 Bab 7. Kurva SP 63 7.1 Asal usul SP 63 7.2 Bentuk dari kurva SP 65 7.3 Anomali SP 67 7.4 Pencarian Rw68 Bab 8. Log Sinar Gamma 8.1 GR dasar 69 8.2 NGT: GR Spektral
69 71
58
Bab 9. Porositas: Log Sonik 74 9.1 BHC 74 9.2 Sonik panjang-DDBHC
79
Bab 10. Porositas: Log Lito-Densitas 80 10.1 Prinsip dari pengukuran densitas 80 10.2 Prinsip faktor penyerapan fotolistrik 83 10.3 Interpretasi 83 10.4 Faktor-faktor yang mempengaruhi pengukuran 10.5 LDQL 87 Bab 11. Porositas: Log Neutron 89 11.1 Prinsip CNT 89 11.2 Interpretasi 92 11.3 Faktor-faktor yang mempengaruhi pengukuran Bab 12. Log EPT 12.1 Prinsip EPT 12.2 Interpretasi 12.3 Faktor yang mempengaruhi pengukuran 12.4 Aplikasi alat EPT Bab. 13 Rt dari alat-alat Resistivitas 13.1 Laterolog 13.2 Alat Induksi 13.3 SFL 13.4 Menggunakan RX0 untuk mengoreksi Rt 13.5 Perbandingan Induksi dan Laterolog Bab 14. Rxo dari alat mikro 14.1 MSFL 14.2 Microlog Bab 15. Interpretasi Pasir berlempung (Shaly-sands) 15.1 Pengaruh lempung 15.2 Penentuan RW 15.3 Penentuan Rt dan Rx0 15.3 Penentuan Rt dan Rx0 15.4 Indikator-indikator lempung 15.5 Koreksi hidrokarbon 15.6 Perkiraan densitas hidrokarbon 15.7 Flow-chart dari Interpretasi Shaly Sands Bab 16. Interpretasi Model Dua Air •Prinsip Model Dua Air •Cyberlook Bab 17. Interpretasi dengan Komputer 17.1 Pendahuluan 17.2 Proses CPI 17.3 Model-model CPI • Model SARABAND dan CORIBAND • Model VOLAN • Metode GLOBAL • Metode ELAN Bab 18. Contoh Interpretasi LQC 136 Log Resistivitas 137 Log Porositas 138 Log NGT 139 Kertas Kerja -1 141
136
85
92
Kertas Kerja -2 143 Kertas Kerja -3 144 Hasil Interpretasi Komputer: ELAN
146
Apendiks I. Tentang Porositas Netron 154 II. Resolusi Tegak dan Jangkauan Datar dari Beberapa Alat Loging III. Tentang Log Quality Control (LQC) 157 IV. Tentang Peranan Gambar-silang (Crossplots) dalam Interpretasi V. Ringkasan Jenis Koreksi Pengaruh Lubang Bor 166 VI. Daftar Istilah Yang Dipakai 167 Glossary Jawaban Kertas Kerja-1 dan 2 Lembar tambahan Kertas Kerja 168
156 162
Bab 2 Konsep-konsep Evaluasi Dasar 2.1 Ruang lingkup Logging Tidak banyak yang dapat dipelajari tentang potensi dari suatu sumur yang sedang dibor. Dalam kenyataannya lumpur bor mendesakhidrokarbon masuk kedalam formasi menjauhi lubang bor dan mencegah hidrokarbon menyembur keluar permukaan. Pemeriksaan berkas bor (cutting) yang kembali kepermukaan dapat memberikan petunjuk tentang litologi secara gamblang dari formasi yang ditembus oleh pahat dan mungkin juga mampu menyingkap tanda-tanda hidrokarbon, akan tetapi cara ini tidak mampu memperkirakan banyaknya minyak atau gas di lapisan formasi. Logging memberikan data yg diperlukan untuk mengevaluasi scr kuantitas banyaknya hidrokarbon di lapisan pada situasi dan kondisi sesungguhnya. Kurva log memberikan informasi yang cukup tentang sifat-sifat batuan dan cairan. Dari sudut pandang pengambil keputusan, logging adalah bagian yang penting dari proses pemboran dan penyelesaian sumur. Adalah mutlak untuk mendapatkan data log yang akurat dan lengkap. Biaya logging diperkirakan hanya sekitar 5% dari total biaya ekplorasi sebuah sumur, sehingga adalah kurang bijaksana bila tahap yang penting ini tidak dilaksanakan dengan baik. - Lubang Bor Situasi lubang bor yang dihadapi oleh operator logging kira-kira adalah demikian: - Kedalaman yang dapat bervariasi antara 1.000 sampai 25.000’ ,diameter lubang 5" - 17" 0 - Kemiringan lubang yang berkisar antara 20-70 . - Lubang bor yang berliku-liku (dogleg) yang mempersulit masuknya alat logging - Temperatur dasar lubang antara 100°F sampai 400°F - Salinitas garam lumpur 1.000-200.000 ppm; kadang-kadang lumpurnya adalah lumpur minyak. - Berat lumpur antara 9 sampai 17 lb/gal - Tekanan di dasar lubang 500 - 20.000 psi - Runtuhan serpih atau lapisan pasir yang tidak kuat - Suatu lapisan dari mud cake pada seluruh formasi permeabel dengan ketebalan 0.1" - 1". - Daerah terkontaminasi meluas dari hanya beberapa inci hingga beberapa feet dari lubang bor dimana kebanyakan cairan di pori-pori telah digantikan oleh cairan pemboran. Seringkali kondisi yang lebih buruk dijumpai. Akan tetapi ini merupakan suatu keadaan yang penuh tantangan karena dari sana akan diperoleh informasi yang akurat tentang keadaan formasi yang sebenarnya seperti sebelum adanya pemboran. - Prosedur Logging Setiba di lapangan sumur, para operator logging mulai mengatur letak kendaraan logging segaris dengan sumbu sumur, menggelarkan kabel logging melalui roda-katrol bawah dan atas, dan me nyambungkan alat-alat logging. Insinyur logging melakukan pemeriksaan dan kalibrasi awal, kemudian rangkaian alat logging diturunkan kedasar sumur secepat mungkin dengan memperhatikan kondisi sumur. Setelah sampai di dasar sumur, kalibrasi alat sekali lagi dilakukan, skala-skala pembacaan diatur, dan kabel logging mulai ditarik keluar, maka dimulailah proses logging. Kecepatan pengukuran diatur konstan antara 1800 s/d 6000 kaki/jam, tergantung pada jenis alat logging yang dipakai. Alat-alat logging umumnya berdiameter 3-5/8”dengan panjang 20-50 ” . Rangkaian tsb biasanya terdiri dari kombinasi dari bbrp alat. Kombinasi alat yang umum adalah contoh kombinasi alat super-combo(Gambar 2.1): DIL-SLS-GR Dual Induction-Sonic-Gamma Ray LDL-CNL-NGL Litho Density-Netron-Natural Gamma Ray DLL-MSFL-GR Dual Laterelog-Micro SFL-Gamma Ray EPT-ML Electromagnetic Propagation-Microlog SHDT-GR Stratigraphy High resolution Dipmeter Tool-GR Kabel logging umumnya mempunyai tujuh buah konduktor yang dilapisi isolator teflon tahan panas dan dua lapis kawat pembungkus dari baja yang kedap terhadap lumpur. Arus listrik dikirim turun melalui satu pasang konduktor, sedangkan data logging dikirim ke permukaan melalui 5 konduktor yang tersisa. Fungsi kabel selain sebagai alatkomunikasi antara alat logging didalam sumur dengan perangkat komputer diatas, juga merupakan alat untuk menentukan kedalaman sumur, dengan kata lain panjang kabel yang diturunkan kedalam sumur sesuai dengan kedalaman sumur tersebut. Kini sistem permukaan yang lama telah digantikan dengan sistem komputer yang lebih canggih dan mudah dioperasi, misalnya sistem komputer MAXIS-500 yang diperkenalkan oleh Schlumberger pada awal tahun1990 menggunakan sistem citra (imaging) dengan penampilan grafik yang prima dan sistem komunikasi telemetri yang lebih cepat. Kabel loggingpun mengalami perkembangan yang cukup pesat, kini telah tersedia berbagai jenis kabel sesuai dengan kondisi lubang, bahkan teknologi serat optikpun sudah diterapkan pada kabel logging. 2.2 Reservoar Asal (Tak-terkontaminasi) Gambar 2.2 merupakan gambaran dari batuan kandungan hidrokarbon yang berporipori. Matriks batuannya terdiri dari butiran-butiran batu pasir, gamping, dolomit, atau campuran dari semuanya. Antara butiran-butiran ada ruang pori yang berisi air, minyak dan mungkin juga gas. Airnya berupa suatu lapisan
Gambar 2.1. Sketsa Susunan Alat Logging Super-Combo
Gambar 2.2. Profil Rembesan pada Batuan disekitar butiran-butiran dan berupa cincin-cincin tipis pada kontak antar butiran. Air akan menempati celah-celah yang sangat halus, dan juga membentuk suatu jalur yang menerus, walaupun sangat berbelit-belit melalui struktur batuan. Minyak akan menempati ruang pori yang lebih besar. Jika terdapat gas, maka gas akan menempati ruang pori yang paling besar, terpisah dari minyak. Sifat-sifat batuan yang penting untuk analisa log adalah porositas, kejenuhan air dan permeabilitas. Dengan dua parameter yang pertama banyaknya hidrokarbon di lapisan formasi dapat dihitung, sedangkan dengan parameter yang terakhir, dapat ditunjukkan pada tingkat mana hidrokarbon dapat diproduksi. - Porositas Porositas, ditandai dengan , adalah bagian dari volume total batuan yang berpori. Pada formasirenggang (unconsolidated formation) besarnya porositas tergantung pada distribusi ukuran butiran, tidak pada ukuran butiran mutlak. Porositas akan menjadi tinggi antara 0.35-0.4 jika semua butirannya mempunyai ukuran yang hampir sama. Dan akan menjadi rendah jika ukuran butir bervariasi sehingga butiran yang kecil akan mengisi ruang pori diantara butiran yang lebih besar. Malah pada porositas yang lebih rendah partikelpartikel batuan umumnya bergabung bersama material yang mengandung silika atau zat kapur, menghasilkan formasi-rapat (consolidated formation) dengan porositas mendekati nol.
- Kejenuhan Air Bagian dari ruang pori yang berisi air disebut kejenuhan air, ditandai dengan Sw. Sisa bagian yang berisi minyak atau gas disebut kejenuhan hidrokarbon, Sh, sama dengan (1- Sw). Asumsi umum adalah bahwa reservoar mula-mula terisi air dan selang masa perubahan geologi, minyak atau gas yang terbentuk di tempat lain pindah ke formasi berpori, menggantikan air pada ruang pori yang lebih besar. Akan tetapi hidrokarbon pindahan ini tidak pernah bisa menggantikan semua air. Ada Kejenuhan Air-Sisa (irreducible water saturation) Sw(irr) yang menunjukkan air yang tertinggal karena tegangan permukaan pada permukaan butiran, kontak butiran, dan didalam celah-celah yang sangat kecil. Nilainya bervariasi dari kira-kira 0.05 pada formasi yang sangat kasar dengan luas permukaan kecil, hingga 0.4 atau lebih pada formasi butiran yang sangat halus dengan luas permukaan besar. Air-sisa tidak akan mengalir ketika formasi diproduksi. Maka bagian dari volume total formasi yang mengandung hidrokarbon adalah •Sh atau •( 1-Sw). Tujuan utama dari logging adalah untuk menentukan kuantitas ini. Nilainya bisa dari nol hingga maks i mum 0•( 1- Swirr ). - Permeabilitas Permeabilitas yang ditandai dengan k, adalah kemampuan mengalir dari cairan formasi. Ini merupakan pengukuran tingkatan dimana cairan akan mengalir melalui suatu daerah batuan berpori dibawah gradian tekanan yang tertentu. Dinyatakan dalam milli-darcies (md); nilai 1000 md adalah tinggi dan 1.0 m adalah rendah untuk ukuran produksi. Berbeda dengan porositas, permeabilitas sangat tergantung pada ukuran butiran dari batuan. Sedimen butiran besar dengan pori-pori besar mempunyai permeabilitas tinggi, sedangkan batuan berbutir halus dengan pori-pori kecil dan alur yang berliku-liku mempunyai permeabilitas rendah. Porositas berubah dengan faktor 3 sedangkan permeabilitas dengan faktor sekitar 4000. – Batuan kandung-hidrokarbon (Hydrocarbon-Bearing Rocks) Batuan kandung-hidrokarbon umumnya terdiri dari pasir, gamping dan dolomit. Pasir dapat dipindahkan dan diendapkan oleh aliran air. Semakin deras aliran air, akan semakin kasar butiran pasirnya. Karena mekanisasi ini maka pasir akan cenderung mempunyai porositas antar butiran yang seragam. Gamping dilain pihak, tidak dapat dipindahkan seperti butiran pasir melainkan akan diendapkan oleh gerakan air laut. Sebagianmerupakan endapan dari larutan; dan sebagian adalah timbunan dari jasad kerang orgaruk. Ruang pori awal sering berubah oleh disolusi ulang lanjutan dari sejumlah zat padat. Sehingga porositas gamping cenderung menjadi kurang seragam dibandingkan dengan pasir. Porositas gamping mengandung gerohong dan retakan disebut porositas sekunder (secondary porosity), yang bersisipan (interspersed) dengan porositas primer (primary porosity). Dolomit terbentuk ketika air yang kaya dengan magnesium mengalir melalui gamping, menggantikan sejumlah kalsium dengan magnesium. Proses ini biasanya menyebabkan pengurangan volume batuan. Sehingga dolomitisasi adalah suatu mekanisme penting dalam menyediakan ruang pori untuk akumulasi hidrokarbon. Formasi yang berisi hanya pasir atau karbonat disebut formasi bersih (clean formation), relatif mudah diinterpretasikan dengan log moderen. Bila formasi ini berisi lempung, maka dinamakan formasi kotor atau formasi serpih (dirty or shaly formations). Reservoar batuan seperti ini cukup sulit diinterpretasikan. - Lempung dan Serpih Lempung adalah komponen umum dari batuan sedimen. Susunan kimianya terdiri dari aluminosilikat biasa berupa montmorillonite, Mite, chlorite, atau kaolinite tergantung pada lingkungan dimana mereka terbentuk. Lempung mempunyai ukuran partikel yang sangat kecil sekitar 1 hingga 3 tingkatan dibawah butiran pasir. Akan tetapi rasio permukaan-volumenya sangat tinggi hingga 100-10.000 kali rasio yang dimiliki pasir. Sehingga lempung secara efektif dapat mengikat banyak air yang tidak akan mengalir tetapi mempengaruhi tanggapan log. Serpih adalah campuran dari lempung dan lanau (silika halus) yang diendapkan oleh proses sedimentasi berenergi rendah. Serpih mempunyai porositas yang baik, tetapi permeabilitasnya adalah mutlak sama dengan nol. Sehingga serpih murni tidak begitu berperan dalam produksi hidrokarbon, walaupun merupakan batuan-sumber (source rocks) untuk perminyakan. Dilain pihak, pasir atau karbonat yang mengandung sejumlah lempung atau serpih mungkin penting untuk produksi hidrokarbon. Dengan adanya lempung dan serpih, analisa formasi hidrokarbon menjadi tidak mudah. Maka pertama-tama perlu dimengerti prinsip dari interpretasi log pada formasi bersih dan kemudian analisa formasi kotor.
2.3 Dampak dari Proses Pemboran Proses pemboran menggunakan sebuah pahat yang dipasang pada ujung pipa bor panjang yang diputar dari permukaan dengan kecepatan 50-150 rpm. Secara bersamaan, beban sebesar 5.000-20.000 kg ditempatkan pd pahat, aksi gabungan ini akan menghancurkan batuan. Berkas batuan yang dihasilkan diangkat dari bawah pahat kepermukan oleh lumpur bor yang dipompa kebawah melalui rongga tengah pipa bor, keluar dari lubanglubang pahat, dan kembali keatas melalui celah-celah formasi dan pipa. Selama proses pemboran, formasi dapat terkikis atau longsor membuat diameter lubang yang lebih besar dari diameter pahat. Pemboran dapat merusak lapisan permeabel, dan kerak-lumpur dapat terbentuk di lapis an yang sama. Rembesan pada dasarnya merupakan salah satu masalah logging. - Proses Rembesan Untuk mencegah kemungkinan penyemburan-liar (blowout) selama pemboran berlangsung, tekanan lumpur di dalam anulus, Pm, harus dijaga selalu lebih besar dr pd tekanan hidrostatis cairan di dalam formasi, Pr . Perbedaan tekanan, pm - pr yang biasanya beberapa ratus psi, akan mendesak cairan pemboran kedalam formasi. Kejadian ini akan membuat partikel-partikel padat dari lumpur tertahan pada dinding formasi membentuk kerak-lumpur. Cairan yang menembus melalui kerak-lumpur ini disebut mud filtrate yang telah disaring melewati formasi dan mendesak atau menggantikan sejumlah cairan reservoar. Daerah berdekatan dng lubang bor yang berisi filtrasi lumpur disebut zona rembesan. Proses rembesan akan berlangsung cepat pada awal proses tetapi menjadi lambat saat keraklumpur mulai terbentuk yang menahan proses rembesan lanjutan. Jika kondisinya statis, kerak-lumpur akan terus terbentuk dan tingkat filtrasi menurun sebanding dengan 1
t
dimana t adalah waktu aliran.
Selama pemboran, gerakan sirkulasi lumpur dan cutting bat ditambah getaran yg disebabkan oleh perputaran pipa bor terus mengikis mudcake dan juga formasi. Jika formasi berhenti dikikis, suatu kondisi keseimbangan dinamis tercapai dimana kerak-lumpur menebal & tingkat filtrasi menjadi konstan. Ketika pipa bor ditarik keluar untuk diganti pahat baru, kerak-lumpur mulai terbentuk kembali pada lapisan permeabel dalam kondisi filtrasi yang statis. Ketika pemboran dimulai lagi, kerak-lumpur bagian luar yang baru saja terbentuk akan terkikis dan keseimbangan dinamis sekali lagi akan terjadi. Akhirnya, ketika semua pipa bor ditarik keluar untuk tujuan proses logging, filtrasi statik akan mulai terjadi lagi dan kerak-lumpur lembut akan terbentuk lagi. Pembentukan tambahan ini sering teramati dengan pengukuran diameter lubang oleh alat-alat logging yang ternyata lebih kecil dari diameter pahat pada lapisan-permeabel dekat di dasar sumur. Tebal kerak-lumpur biasanya berukuran 1/8 -3/4 inci pada saat logging. Kedalaman dari rembesan akan naik dengan cepat selama period.e erosi formasi. Kemudian rembesan menjadi lambat karena keseimbangan dinamis dan tingkat kenaikan dari kedalaman rembesan adalah berbanding terbalik dengan kedalaman rembesan yang telah dicapai untuk tingkatan filtrasi yang tetap. - Kedalaman rembesan pada saat logging Kedalaman dimana filtrasi lumpur telah menembus suatu formasi berpori pada saat logging tergantung pada beberapa faktor, yang pertama adalah sifat filtrasi dari lumpur bor dan perbedaan tekanan antara lumpur dengan reservoar. Tingkat filtrasi statis dari suatu jenis lumpur dapat dibaca dari catatan air-hilang (water loss) pada kepala-log (log heading). Ini adalah jumlah filtrasi (dalam cc) yang melalui sehelai saringan kertas dalam waktu 30 menit pada perbedaan tekanan 100 psi dan suhu 76° F (standar API). Nilai air hilang biasanya sekitar 12 cc; kalau 30 cc dianggap sebagai lumpur parah (poor wall building mud), dan 4 cc adalah sangat baik. Akan tetapi pengalaman menunjukkan hanya ada sedikit hubungan antara karakteristik filtrasi statis pada temperatur permukaan dengan filtrasi dinamis pada temperatur lubang bor. Akibatnya adalah tidak mungkin untuk meramalkan kedalaman rembesan hanya dari lumpur dan informasi pemboran yang ada. Seorang Analis Log harus menarik kesimpulan sendiri dari data-data log. Walaupun demikian seseorang dapat memperkirakan kedalaman rembesan dari suatu jenis lumpur tertentu yang berhubungan dengan porositas. Ketika kerak-lumpur mulai terbentuk, permeabilitasnya menjadi relatif rendah dibandingkan dengan permeabilitas rata-rata formasi sehingga hampir seluruh perbedaan tekanan (Pm - Pr ) dikenai pada kerak-lumpur dan hanya sedikit yang mengenai formasi. Akibatnya kerak-lumpurlah yang mengendalikan kelajuan filtrasi. Pada suatu waktu tertentu volume dari cairan yang sama akan merembes formasi yangberbeda, tanpa memandang porositas atau permeabilitas (kecuali permeabilitasnya dibawah 1.0 md). Ini berarti bahwa kedalaman rembesan akan menjadi minimum pada porositas tinggi dimana banyak ruang pori yang tersedia untuk cairan rembesan, dan menjadi maksimum pada porositas rendah dimana hanya sedikit ruang pori yang tersedia. Diperkirakan kedalaman rembesan sebanding dengan 1/ dimana adalah porositas. Kedalaman rembesan akanberlipat dua jika porositas berkurang dari 36% hingga 9%, misalnya. Walaupun demikian faktor-faktor lain juga menentukan. Dapat dikatakan bahwa kedalaman rembesan berkisar antara beberapa inci sampai beberapa feet, biasanya sekitar 1-2ft.
- Gambaran dari batuan di daerah rembesan Bila kita bisa berjalan dari lubang bor menembus dinding sumur, yang pertama akan dijumpai adalah daerah rembesan (flushed zone), kemudian daerah transisi (transition zone), dan yang terakhir adalah formasi murni (unperturbed formation). Di daerah rembesan boleh dianggap bahwa semua airformasi telah digantikan oleh filtrasi-lumpur (yang mungkin juga tidak terlalu benar). Jika formasi mengandung hidrokarbon, maka hanya sejumlah tapi tidak seluruh dari hidrokarbon akan terdesak oleh filtrasi-lumpur rembesan. Kejenuhan hidrokarbon yang tersisa berkisar antara 10 sampai dengan 40%. Kejenuhan akan tergantung pada isi hidrokarbon awal dan pada kekontrasan antara mobilitas dari filtrasi dan mobilitas dari hidrokarbon. Air akan menggantikan minyak ringan (medium gravity oil) dengan sangat baik, tetapi sangat buruk dalam hal menggantikan minyak berat (heavy oil) dan gas ringan viscositasrendah (low-viscosity light gas). (Gambar 2.4). Di daerah transisi, sejumlah air asal dan sejumlah hidrokarbon, jika ada, akan digantikan, mulamula berdekatan dengan lubang bor akan tetapi secara perlahan akan bergeser menjauhinya. Ini akan memakan waktu beberapa hari setelah pemboran formasi dilakukan untuk menjadikan pola rembesan mencapai suatu kondisi keseimbangan. Pada pasir dengan porositas dan permeabilitas tinggi, cairan rembesan dapat terpisah karena gaya gravitasi (gravity-segregate) secara vertikal maupun lateral. Filtrasi rembesan salinitas-rendah (Low-salinity filtrate) cenderung berada di bagian atas dari lapisan pasir dengan salinitas-tinggi, sedangkan air rembesan di lapisan pasir berminyak cenderung berada di bawah lapisan minyak. Perkembangan ini Bering teramati pada log yang direkam belakangan. Serpih mempunyai permeabilitas mendekati nol, tidak terkontaminasi atau membentuk kerak-lumpur. Lebih sering, air-tawar (fresh water) dari lumpur bor akan menyebabkan lempung didalam serpih mengembang atau membengkak, mengakibatkan formasi itu menjadi berlumpur dan berlubang. Pengaturan kondisi lumpur yang tepat dapat memperkecil masalah ini. - Penampilan Rembesan Gambar 2.3 dan 2.4 menunjukkan suatu formasi berpori yang dirembesi oleh filtrasi lumpur selama pemboran, dan bermacam-macam simbol yang digunakan dalam analisa log. Untuk lengkapnya silahkan melihat Glossary dibagian akhir dari buku ini.
Dapat dilihat bahwa model yang paling sederhana adalah yang batasannya adalah lapisan yang sederhana, suatu situasi yang memungkinkan kita menggunakan persamaan persamaan linier untuk mewakili tanggapan alat. Dalam kasus alat resistivitas, perlu dicari 3 parameter: resistivitas-sesungguhnya (true resistivity) Rt, resistivitas dr daerah rembesan Rxo, dan diameter rembesan Di. Shng diperlukan suatu sistim dng 3 persamaan linier. Ini dicapai dng menggunakan 3 jenis alat resistivitas dengan kedalaman penyelidikan yang berbeda. Buku grafik berisi grafik-grafik seperti Rint-9 digunakan untuk tujuan itu.
Gambar 2.3 Simbol-simbol dalam Analisa Log
Gambar 2.4 Profil Rembesan dan Resistivitas 2.4 Resistivitas dan Faktor Formasi 3 Misalkan pada kubus dengan volume satu satuan (1m ) yang hanya berisi air dialirkan arus listrik (Gambar 2.5), bila besar arus listrik diketahui mk tahanan kubus tsb dapat diukur. Karena volumenya adalah satu maka tahanan yang diukur adalah tahanan air itu sendiri yaitu Rw dalam satuan Ohms. Air formasi adalah konduktif karena adanya komponen garam didalam larutan: + NaCl Na + Cl ++ CaSO4 Ca + S04Pengukuran di laboratorium menunjukkan bahwa resistivitas air formasi Rw akan turun jika konsentrasi dan temperatur naik. Lihat grafik Gen-9. Sekarang kubus air tadi diisi sejumlah butiran pasir yang tidak konduktif (Gambar 2.6), maka tahanan totalnya (juga tahanan jenisnya) menjadi Ro didalam satuan Ohms. Banyak percobaan di laboratorium menunjukkan bahwa terdapat hubungan antara resistivitas air Rw dan resistivitas dari batuan basah Ro. Perbandingannya disebut F, faktor resistivitas formasi: Ro = F. Rw
2
Satuan untuk mengukur resistivitas adalah Ohm-m /m, biasanya disingkat Ohm-m. Pada logging 2 elektrik, kebalikan dari resistivitas (disebut konduktivitas) juga diukur. Satuannya adalah Mho-m/m . Dalam praktek, satuan ini terlalu besar, sehingga digunakan satuan yang lebih kecil, millimho/meter, satuan dari konduktivitas disingkat dengan mmho. Jika dari kubus tadi sejumlah air digantikan dengan minyak, maka resistivitas dari kubus menjadi Rt. Karena minyak adalah tidak konduktif, resistivitas total dari kubus Rt akan lebih besar dari Ro.
2.5 Porositas Definisi dari porositas: Porositas adalah bagian dari volume batuan yang tidak terisi oleh benda padat. Ada beberapa macam porositas: - Porositas Total t, adalah perbandingan antara ruang kosong total yang tidak diisi oleh benda padat (pori-pori, retakan, rekahan, gerohong) yang ada diantara elemen-elemen mineral dari batuan, dengan volume total batuan.
Vt Vs Vp t Vt Vt
dimana:Vp = volume ruang kosong, biasanya terisi oleh cairan (air, minyak, gas), Vs = volume yang terisi oleh zat padat, Vt = volume total batuan Porositas total meliputi: Porositas primer 1 , antar-butir atau antar-kristal. Ini terutama tergantung pada bentuk dan ukuran zat padat, dan cara penyortirannya. Biasanya dijumpai pada batuan klastik. Porositas gerowong yang diperoleh dari proses disolusi, dan porositas rekahan yang diperoleh secara mekanik, akan membentuk prositas sekunder 2, banyak berhubungan dengan batuan zat kimia atau biokimia. Porositas total (t) = 1 + 2 - Porositas Bersambungan (connected porosity) connected,adalah bagian dari ruang kosong bersambungan didalam batuan. Bisa jauh lebih sedikit dibandingkan dengan porositas total jika pori-porinya tidak bersambungan (kasus dari batu apung, dimana 1 mendekati 50% dan connected adalah nol). - Porositas Potensial Pot , istilah porositas ini tidak begitu populer. Pengertian porositas ini dihubungkan dengan ukuran jalur pori-pori pada batasan tertentu dimana cairan tak dapat lagi mengalir (misalnya 20 µm untuk minyak dan 5 µm untuk gas). - Porositas efektif e , adalah porositas yang dapat dilalui oleh cairan bebas, tidak termasuk porositas yang tidak bersambungan, dan ruangan yang terisi oleh air-resapan dan air-ikat serpih. Ini adalah definisi yang khusus untuk analisa log. Catatan bahwa porositas adalah tanpa dimensi. Biasanya dinyatakan sebagai angka desimal atau dikalikan dengan 100 dalam %, atau satuan porositas (pu). 2.6 Porositas dan Faktor Formasi Perhatikan gambar 2.7 di bawah ini. Misalkan dalam satu satuan volume dari kubus batuan ditembus oleh kanal-kanal silinder sejajar yang berisi air dengan resistivitas Rw: Terlihat bahwa dalam formasi air bersih faktor formasi F dinyatakan sbgi rasio dari F = Ro /Rw Tahanan antara bidang A dan B (dan resistivitasnya) dari kubus satuan meter kubik yang ruang kosongnya secara teori terdiri dari kanal-kanal berbentuk silinder sejajar dengan penampang Sp, adalah Ro = Rw . 1/SP tetapi Sp sama dengan , karena
Vp 1.Sp Sp sehingga Ro = Rw/ dan Ro akan Vt 1.1.1
berbanding terbalik dengan porositas, yang akan menyebabkan F - 1/ , dalam kenyataan, arus listrik
biasanya mengalir melewati jalan berliku-liku dimana penampang Sp -nya akan berubah dengan cepat. Ini adalah fungsi dari struktur batuan. Banyak percobaan laboratorium telah menunjukkan bahwa untuk batuan bersih, hubungan antara porositas dan faktor formasi adalah: F = a/m dimana: a= koefisien yang tergantung pada litologi, berkisar antara 0.6 dan 2; m= faktor sementasi atau faktor liku-liku (tortuosity), tergantung dari jenis sedimen, bentuk pori, macam sambungan pori serta jenis porositas dan distribusinya, dan juga pada kemampatan Gambar 2.7 Porositas dan Faktor Formasi Dari studi yang berbeda tampak bahwa m bisa berubah antara 1 dan 3, mungkin juga lebih. 2.15 Untuk formasi-formasi pasiran, rumus Humble sering digunakan: F = 0.62/ Dalam formasi tidak keras (soft), rumus yang paling klasik adalah F = 0.81/m Dalam formasi terkompaksi F = 1/m Akhirnya, dalam karbonat dengan porositas rendah, rumus Shell digunakan F =1/m dengan m = 1.87 + (0.019/ ) Grafik Por-1 menunjukkan hubungan F - 2.7 Kejenuhan Kejenuhan adalah rasio dari volume yang terisi oleh cairan tersebut dengan volume porositas total, ditandai dengan S. Jika cairannya adalah air-formasi Sw = VW /VP Jika air adalah satu-satunya cairan didalam pori-pori Sw =1 Jika terdapat sejumlah hidrokarbon Vhy = VP - Vw dan kejenuhan air Sw adalah:
Vp Vw Vw Sw Vp Vp
Kejenuhan tidak berdimensi, karena hanya berupa rasio, akan tetapi sering dikalikan 100 untuk dinyatakan dalam persen. Banyak percobaan di laboratorium menunjukkan kejenuhan air dapat ditulis dalam bentuk umumnya s w Ro n
Rt
dimana:
Ro = resistivitas batuan dng porositas yang hanya diisi oleh air-formasi dengan resistivitas Rw; W Rt = resistivitas batuan yang sama diisi oleh air dan sejumlah hidrokarbon, kejenuhan airnya adalah S . n = eksponen kejenuhan yang ditentukan berdasarkan percobaan, dan bervariasi antara 1.2 dan 2.2. Pada pendekatan pertama, n biasanya diambil sama dengan 2. Catatan : bhw jika menggantikan Ro mk didpt Rt F . Rw
S wn
(persamaan Archie untuk formasi bersih).
Kejenuhan hidrokarbon tak pernah mencapai total. Kenyataannya adalah selalu ada sejumlah kecil air didalam tingkatan kapiler yang tidak dapat digantikan oleh hidrokarbon. Ini disebut Kejenuhan Air-sisa (irreducible water saturation) Swirr Nilainya tergantung dari jenis porositas, ukuran pori, diameter dari sambungan, dan sifat dasar dari butiran matriks. Hal yang sama, bahwa tidak semua air dapat digantikan oleh hidrokarbon, juga semua hidrokarbon yang terkandung dalam formasi berpori tidak selalu dapat dipindahkan. Bagian dari volume berpori yang diisi oleh hidrokarbon yang tidak dapat dipindahkan ini (non-moveable hidrocarbon) disebut kejenuhan-hidrokarbon-sisa (residual hidrocarbon saturation) Shr. 2.8 Hidrokarbon yang dipindahkan (Moved Hydrocarbons ) Konsepnya lebih tepat diterapkan untuk reservoar minyak dari reservoar gas. Jika selama operasi pemboran, sejumlah hidrokarbon terdesak dari lubang bor, maka logikanya selama fase produksi sejumlah hidrokarbon yang sama dapat diproduksi oleh formasi yang sama. Terlihat bahwa kejenuhan hidrokarbon-sisa dalam daerah rembesan yang dinamakan Shr, dapat dituliskan dalam Shr 1 Sxo Volume dari hidrokarbon-pindah dapat ditulis: .( Sh Shr ) .((1 Sw) (1 Sw) atau .(Sxo Sw)
Bab 3. Apakah Log itu? 3.1 Penampilan log Log adalah suatu grafik kedalaman (kadang-kadang waktu), dari satu set kurva yang menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan didalam sebuah sumur. Dengan tersedianya alat komputer maka saat ini sebuah log dapat merupakan gabungan dari beberapa log. 3.1.1 Jenis-jenis log Pada dasarnya ada 3 macam log: Log Lapangan (Acquisition Logs ) Sering kali ditandai dengan tulisan besar yang bertuliskan Field Print . Log ini adalah log lapangan yang orisinil/mentah dan belum dikoreksi sama sekali. Log Transmisi Sering ditandai oleh tulisan Field Transmitted Log untuk menunjukkan bahwa mereka bukan turunan dari log lapangan melainkan log yang telah dikirimkan dari lokasi melalui jasa satelit atau telepon. Log yang sudah diprosesIni meliputi log yang disunting, diproses pada CSU, dan tidak harus di lapangan, juga meliputi produk-produk FLIC, biasanya ditandai dengan nama FLIC dan nomor referensi.
Gambar 3.1. Contoh Kepala Log 3.1.2 Kepala-log (Heading) (Gambar 3.1). Sebuah log umumnya memiliki judul/kepala pada bagian atas yang mencantumkan semua informasi yang berhubungan dengan sumur, misalnya: jenis instrumen yang dipakai, kalibrasi
instrumentasi, komentar-komentar mengenai pengukuran, skala kurva dan informasi lain 3.1.3 Kolom Log (Tracks) Bentuk umum dari log mempunyai lebar dengan ukuran 11", terdiri dari satu kolom kedalaman dan beberapa kolom kurva, dimana angka kedalaman membagi sumbu panjang log dengan pembagian skala tertentu. Umumnya terdapat 3 macam kolom kurva, yang dikenal sebagai kolom 1, 2 dan 3, dihitung dari kiri kekanan. Kolom kedalaman memisahkan kolom 1 dan 2. Tiap kolom kurva boleh memuat lebih dari 1 kurva. Penyajian lain bisa saja terdiri dari 4 kolom kurva ditambah 1 kolom kedalaman, bahkan produk dari Pusat Komputer FLIC bisa memiliki lebih banyak kolom kurva lagi yang tercetak diatas kertas berukuran 22". 3.1.4 Skala Kedalaman Satuan kedalaman bisa dalam kaki atau meter sesuai dengan satuan yang digunakan perusahaan minyak. Log standar memiliki dua skala kedalaman, yang satu digunakan untuk korelasi, yang satu lagi digunakan untuk interpretasi yang rinci. Skala korelasi bisa 1:1000 atau 1:500 dan skala rinci 1:200. Pada skala-skala korelasi, garis-garis kedalaman akan terjadi setiap 5 meter atau 10 feet, sedangkan pada skala rinci terjadi setiap 2 feet atau satu meter. 3.1.5 Kecepatan Logging Salah satu proses kendali-mutu-log (LQC) adalah pemeriksaan kecepatan logging, terutama pada log nuklir. Kecepatan logging terekam pada sisi kiri dan kanan dari log lapangan, berupa garis patah-patah. Satu garis patah terjadi setiap satu merit, panjang garis patah dalam feet atau meter menunjukkan kecepatan logging pada kedalaman itu setiap menit, kalau dikalikan dengan 60 akan memberikan kecepatan dalam feet (atau meter) per jam. Misalnya panjang garis patah itu 30 feet, maka logging speed pada saat dan di kedalaman itu adalah 30 x 60 = 1800 ft/jam. Jika kecepatan logging terlalu tinggi, kurva-kurva alat nuklir yang berdasarkan perhitungan statistik, akan mempunyai angka statistik data yang rendah, mengakibatkan resolusi kurva menjadi rendah. Sebaliknya kecepatan logging yang terlalu rendah walaupun memberikan lebih banyak data, akan tetapi secara keseluruhan tidak efisien dan tidak diperlukan.
Gambar 3.2 Contoh Sepotong Log Lapangan 3.2 Corak, Skala, Bagan dan Simbol (Grids, scales, traces, symbols) 3.2.1 Corak Ada 3 macam corak yang umum dipakai pada log: Kolom 1 liner liner liner
Kolom 2 liner logaritma logaritma
Kolom 3 liner liner logaritma
Penerapan umum porositas Sonik-Induksi Dual Laterelog-MSFL
3.2.2 Skala Kurva Skala kurva ditunjukkan pada kepala-log, langsung dalam satuan fisika. Beberapa pengukuran berupa rasio atau angka-angka desimal, sehingga dalam hal ini tidak ada satuan yang ditampilkan.
Pada bab lain ditunjukkan bahwa adalah penting untuk merekam kurva-kurva porositas secara bersamaan pada skala yang sesuai, sehingga perbandingan secara langsung dapat dilakukan. Ini khusus berlaku untuk log netron-densitas. Dengan cara yang sama, log-log resistivitas direkam bersamaan pada skala yang sama dengan skala logaritma, sehingga memungkinkan penentuan rasio dari dua pengukuran dengan lebih mudah, dan memberikan sensitivitas yang sama pada semua nilai log. 3.2.3 Bagan kurva Setiap kurva ditunjukkan dengan bagan yang unik, ada yang berbentuk garis patah pendek, garis patah panjang, garis lurus, garis titik untuk memudahkan pembacaan. Akan tetapi alokasi bagan tidaklah menyeluruh, dan perhatian besar harus dilakukan untuk mengenal setiap kurva dengan informasi pada kepala-log. Bila jenis alat cetak yang dipakai adalah berwarna, tiap-tiap kurva akan diberikan warna yang berbeda sehingga lebih memudahkan pembacaan kurva. 3.2.4 Nama Kurva Dengan kehadiran komputer, istilah-istilah digunakan untuk menunjukkan nama kurva, nama alat, nama pada kepala-log. Lihat daftar istilah untuk lebih mengenal istilah-istilah yang paling umum.
Gambar 3.3 Contoh Sepotong Log Lapangan
3.3 Penampilan Log Log Gamma Ray (GR) yang dapat dikombinasikan dengan alat logging apapun biasanya ditampilkan pada kolom 1 dengan skala liner dari 0 - 100 atau 0 - 150 GAPI. 3.3.1 Induksi-Sonik (ISS) Ini merupakan perekaman serempak dari log induksi dan log sonik. Di kolom 1, pada skala linier terdapat: - kurva SP, biasanya 10 mV per divisi, dari -80 s/d 20 mV - kurva Caliper (CALI) diskala dari kiri ke kanan dalam inci, biasanya dari 6 ke 16, tetapi skala dapat dibesarkan untuk disesuaikan dengan ukuran pahat. - kurva ukuran pahat /Bit Size (BS), suatu kurva tetap yang diatur sesuai dengan ukuran pahat. Di kolom 2, pada skala logaritma yang biasanya diskala dari kiri ke kanan dari 0.2 ke 20 Ohms terdapat - kurva induksi dalam /deep induction curve (ILD) - kurva resistivitas menengah /medium resistivity curve (SFLU), atau, dengan kombinasi Sonikinduksi-dua peran /dual-induction-Sonic (DIS), - kurva induksi dalam (ILD) - kurva resistivitas menengah (ILM) Di kolom 3, pada skala linier terdapat: - kurva interval waktu transit /Interval Transit Time (atau slowness) At diskala dari kanan ke kiri, biasanya 40-140 is/ft. - kurva tegangan kabel /Cable Tension (TENS), diskala dalam satuan lbs. Lebih lanjut, Integrated Transit Time (111) ditampilkan dengan pips sepanjang tepi kiri kolom 2. Setiap pip kecil adalah 1 ms, dan yangbesar 10 ms. Sedangkan di tepi kanan kolom 1 sering kali ditampilkan 3 Integrated Hole Volume (IHV) yangberbentuk pips juga, setiap pip kecil IHV adalah 0.1 m dan pip besar 3 adalah 1 m (atau dalam feet). (Gambar 3.3.)
Gambar 3.4 Contoh Log Resistivitas DLL-MSFL 3.3.2 Dual Laterolog-MSFL (DLL-MSFL) Perekaman bersamaan dari Dual-Laterolog (log resistivitas) dan MSFL (mikro-resistivity log). Micro resistivity log hanya dapat diperoleh jika lumpur bersifat konduktif. Di kolom 1, selalu berskala linier, terdapat: - kurva SP, biasanya 10 my per divisi - kurva kaliper (CALI), biasanya 6"-16", atau 10" - 20". - kurva ukuran pahat (BS) dengan skala sama dengan kaliper Di kolom 2 dan 3, berskala logaritma, yg diskala dr kiri ke kanan dari 0.2 ke 20.000 Ohms: - kurva resistivitas dalam (LLd)
-
kurva resistivitas dangkal (LLs) - kurva resistivitas mikro (MSFL) Perhatikan gambar 3.4:
3.3.3 Litodensitas-Netron Pembacaan bersamaan dari log Lito-densitas dan log Netron. Hampir selalu dengan log GR. Di kolom 1, ditemui pada skala linier: kurva kaliper (CALI), biasanya 6"46" atau 10" - 20" dan kurva ukuran pahat (BS) dengan skala sama dengan kaliper Di kolom 2 dan 3 kurva porositas Netron (NPHI), kiri ke kanan, 0 sd 60 pu. - kurva densitas (RHOB), kanan ke kiri, 1.7 sd 2.7 gm/cc Di kolom 2Kurva Litologi (PEF), kanan ke kiri, 0 s/d 10 Di kolom 3 kurva koreksi densitas (DRHO), kiri ke kanan, -.25 s/d.25 3.4. Penerapan log 3.4.1 Evaluasi Formasikomputasi di lapangan - produk FLIC 3.4.2 Korelasi sumur ke sumur, dan sebelum dan setelah pemasangan selubung baja 3.4.3 Deteksi daerah kelebihan tekanan Log Sonik dan Log Densitas dan Di daerah tertentu, log induksi 3.4.4 Kalibrasi Data Seismic Seismogram-Sintetik menggunakan Log Sonik, Log Densitas dan Survey Seismic Reference (Survei kelajuan) 3.4.5 Mekanik batuan Kekuatan Formasi, dan Landaian (Gradien) tekanan rekahan 3.4.6 Kualitas semen Indeks Penyemenan (Bond Index) - Volume Semen 3.4.7 Lintasan Sumur Survei Deviasi 3.4.8 Pemeriksaan dan Pemantauan Reservoar Log Produksi, Analisa Tekanan, dan Log Thermal Netron Decay (TDT)Penerapan-penerapan banyak-sumur Reservoir Description Services, dan Pemetaan Reservoar (Mapping Services
Gambar 3.5 Contoh Log Densitas-Netron
Bab 5 Metode Pintas Interpretasi Pintas Ide dari interpretasi pintas adalah membuat suatu evaluasi log secara cepat tanpa dikenakan koreksi kondisi lubang bor. Cara ini merupakan penyederhanaan dari pada teknik analisa seperti yang diuraikan pada Bab 4. Tujuannya adalah 1. Kendali mutu log 4. Identifikasi jenis hidrokarbon (minyak atau gas) 2. Mendeteksi lapisan kandung-hidrokarbon 5. identifikasi litologi 3. Memperkirakan nilai dari porositas dan 6. Korelasi dengan sumur-sumur yang berdekatan kejenuhan air dalam hal untuk memutuskan perlu tidaknya al: membor lebih lanjut ?, memasang selubung baja dan pengujian (interval yang mana?) dengan asumsi-asumsi yang dibuat : 1. Formasi bersih 4. Rw adalah konstan 2. Rembesan menengah 5. Litologi sederhana 3. Kondisi lubang bor bagus 5.1 Identifikasi lapisan Pertama-tama kita ingin mengenal lapisan-permeabel dan menghindari lapisan-tak permeabel. Bagaimana mengenal lapisan permeabel ? - Kurva SP akan menyimpang dari garis dasar serpih pada lapisan-permeabel ketika Rmf # Rw. - GR rendah menunjukkan kandungan serpih rendah, dan mungkin juga permeabilitas. - Profil resistivitas: pemisahan antara kurva-kurva resistivitas yg memiliki kedalaman investigasi yg berbeda akan menunjukkan bhw rembesan dari lumpur telah terjadi shg lapisan itu bersifat permeabel. Diameter rembesan dapat ditentukan dengan menggunakan grafik yang sesuai. - Kaliper: deteksi terhadap kerak-lumpur dalam kondisi lubang yang lumayan.
CALI .LDT CALI .SRT hmc 2
-
Kandungan-serpih : dapat diperkirakan dengan mengamati kurva GR.
Penentuan ketebalan lapisan (Lihat bab 4 untuk lebih rinci). Batasan lapisan ditentukan oleh perubahan : litologi dan perubahan porositas atau permeabilitas 5.2 Kendali Mutu Log Sebelum suatu usaha evaluasi (termasuk evaluasi pintas), kalibrasi log porositas dapat diuji dalam lapisan yang telah dikenal. Lihat tabel 5-1 untuk sejumlah pembacaan log. Tabel 5-1 pb 4N At Rt GR Pe ANHYDRITE >2.9 -1 > 48 - 52 >500 <20 5.05 GARAM (HALITE) 2.0-2.1 -1.5 65 - 69 >500 <20 4.65 BATUBARA 2.0 >40 apa saja medium rendah <1 Lapisan Porositas Gunakan gambar-silang netron-densitas sesuai dengan jenis mineral rendah Karbonat dengan porositas rendah seharusnya digambar pada garis mineral yang sesuai pada gambar-silang Pb - W Dalam hal ketaksesuaian, pergeseran log diperlukan sebelum mencoba suatu interpretasi. 5.3 Metode rasio resistivitas Evaluasi pintas resistivitas berdasarkan pada persamaan Archie dan pada "metode rasio resistivitas" khususnya. Standarisasi skala log yang sesuai diperlukan untuk memungkinkan penggunaan teknik tumpang-tindih (overlay). Pembacaan dari log lapangan digunakan secara langsung, tanpa koreksi terhadap kondisi lubang bor atau rembesan. Dianggap bahwa: ILd atau LLd = Rt , MSFL= Rxo, dan N atau D = Metode ini hanya dapat digunakan pada formasi bersih atau kandungan serpih sangat rendah (< 5%). Hubungan Dasar Dari ketiga hubungan-hubungan dasar: S w F . 2
Rw Rmf 2 0.2 S XO F . SXO= SW Rt Rxo
5/8
Rw Rxo Sw Rw Rxo kita dapatkan . ........(1) Sw Rmf . Rt ....................(2) Sxo Rmf Rt 2
Resistivitas Tumpang-tindih Didasarkan pada metode rasio resistivitas. Log resistivitas direkam pada skala logaritma. Dalam lapisan air, SW = Sxo = 1 dan persamaan 1 menjadi:
Rxo Rmf ......(3) Rt Rw
Rasio dari Rxo/Rt adalah maksimum di lapisan air, karena Rt adalah minimum untuk porositas konstan. Untuk menghindari perhitungan, digunakan penggaris transparan dalam mencari Rmf/ Rw dan SW. 5.4 Metode untuk mencari Rw Penggaris eksponen 1 (Gambar 5.1) digunakan untuk menyelesaikan persamaan (3) dalam lapisan air. 1. Atur indeks 1 pada kurva Rt. 2. Baca rasio Rxo/Rt dimana kurva Rxo menyilang penggaris. 3. Pilih suatu level dimana rasio ini adalah maksimum. 4. Hitung Rw dng membagi Rmf (pada temperatur) dng rasio yang diperoleh: Rw Rmf / rasio 5.5 Metode untuk menentukan Sw. 5
Penggaris eksponen
5/8
Rw Rxo 8 digunakan untuk menyelesaikan persamaan (2) Sw Rmf . Rt
a. Jika Rw = Rmf: (1) Atur penggaris indeks 1 pada kurva Rt. (2). Baca Sw dimana kurva Rxo menyilang penggaris b. Biasanya RwRmf, dan indeks baru harus dicari pada lapisan air: (1). Atur indeks 1 pada kurva Rxo. (2). Baca indeks baru dimana kurva Rt menyilang penggaris, dan beri tanda pada penggaris. Sekarang, gunakan indeks baru, tentukan Sw pada tiap kedalaman: (3). Atur indeks baru pada kurva Rt, (4). Baca Sw dimana kurva Rxo menyilang penggaris. c. Tidak ada lapisan air, tetapi Rw diketahui 1. Hitung rasio Rmf/Rw. Ini sama dengan Rxo/Rt. 2. Pada corak logaritma, atur indeks 1 pada ratio yang didapat. 3. Baca indeks baru dimana nilai penggaris menyilang overlay (Rt = 1). 4. Baca Sw seperti (3) dan (4) diatas. 5.6 Ringkasan dari Penggaris Resistivitas. Keuntungan-keuntungan - Metode yang sangat cepat - Hanya menggunakan log resistivitas, sehingga tidak ada pengaruh litologi - Menunjukkan hidrokarbon-pindah Batasan-batasan - Hanya berlaku dalam formasi bersih - Rembesan menengah 0.2 - Sxo = SW adalah berdasarkan percobaan, - Kondisi lubang yang cukup bagus dan tidak selalu benar - Rw, adalah konstan - Lapisan air, atau Rw diperlukan - Litologi konstan 5.7 Porositas Pintas dan Litologi Metode ini didasarkan pada perbandingan antara log LDT,dan log CNL. Kedua log dipengaruhi oleh: •Por os i t as • Jeni sMat r i ks•j eni scai r an Skala yang cocok (compatible) Log Netron dan Densitas seharusnya direkam pada skala yang cocok. Lihat bab 4 untuk lebih rind. Ini berarti bahwa 1. Kedua log seharusnya mempunyai sensitivitas yang sama, misalnya 30 pu per kolom dan 0.5 g/cc per kolom. 2. Skala nol hares sesuai dengan matriks gamping, misalnya 4N= 0 dan Pb= 2.7 g/cc. Porositas Pintas Berdasarkan definisi Porositas Pintas 4ql adalah nilai tengah dari porositas Densitas dan porositas Netron:
D ql N 2
Dengan as ums i :•For mas iber s i h( t i dak ada l empung •Pembacaan LDT dan CNL dal ar ns at uan por os i t asgampi ng •Ti dakadakor eks iLi t ol ogi•Ti dakadakor eks i hidrokarbon
Gambar 5.1 Penggaris Resistivitas yang digunakan untuk Interpretasi Pintas
Gambar 5.2. Contoh penggunaan Penggaris Resistivitas
Gambar 5.3 Penggaris untuk kurva Netron-Densitas, Gb 5. 4 Penggaris untuk kurva Pe 5.8 Identifikasi Litologi Log Densitas dan Netron dikalibrasi untuk membaca dengan tepat dalam formasi gamping kandung-air. Selisih D-N dan pembacaan kurva Pe dapat menunjukkan litologi. Tabel 5-2 memberikan ringkasan litologi dari beberapa mineral umum Tabel 5-2 Litologi Pe Selisih D - N Gamping 5.08 0 Kuarsa 1.81 +7 Dolomit 3.14 -12 s/d -16 Anhydrite 5.05 -15 Serpih .83 s/d 6.03 s/d -45 Gas 1 s/d + 45
Penggaris Litologi LDT-CNL
Penggaris Litologi (Gambar 5.3) dapat digunakan dengan cepat untuk mengenal litologi dan mengevaluasi porositas. Caranya: (1) . Atur indeks Netron dari penggaris pada kurva CNL., (2). Baca angka porositas pada penggaris dimana kurva Pb menyilang penggaris. Disamping itu, penggaris Pef dapat juga digunakan untuk menentukan litologi, (Gambar 5.4). Pada kenyataannya alat-alat bantu interpretasi pintas yang berupa penggaris-penggaris seperti yang diterangkan diatas tidak terlalu populer lagi dipakai. Ini mungkin akibat dari tersedianya kalkulator atau komputer PC yang telah menggantikan penggaris-penggaris tersebut. 5.9 Penentuan jenis Hidrokarbon Gas mempunyai indeks hidrogen yg lebih rendah dibandingkan dng minyak, sehingga N akan baca terlalu rendah. Sebaliknya gas menurunkan densitas formasi, sehingga: D akan baca terlalu tinggi Maka lapisan yang mengandung gas akan cepat dikenal dari pembacaan porositas Netron yang rendah dan Densitas yang tinggi. Pada gambar 5.5 disamping ini ditunjukkan secara grafik gambar-silang Netron-Densitas bagaimana pengaruh gas pada titik B. Koreksi pengaruh gas pada titik B tersebut adalah tergantung pada masa jenis gas itu, secara kuantitatif hal ini akan dijelaskan pada bab-15. Gambar 5.5 Pengaruh gas pada netron dan densitas
5.10 EPT pintas EPT (Electromagnetic Propagation Tool) memberi tanggapan terutama terutama terhadap air didalam formasi. Lihat bab 12 untuk lebih rinci. Digunakan dalam hubungan dengan log Resistivitas, dan kombinasi LDT-CNL, interpretasi pintas cairan dapat dibuat. Dengan adanya alat EPT masalah jenis cairan dapat disederhanakan, terutama dalam lingkungan air-tawar (fresh water - air dengan kadar garam rendah). Kesimpulan - Log Netron dan Densitas harus dalam skala yang sesuai (presentasi standar yang dianjurkan). - Diperlukan formasi bersih dan kondisi lubang yang baik - Dapat diperoleh nilai porositas yang baik. - Tidak diperlukan koreksi terhadap litologi atau pengaruh gas. - Indikasi litologi yang baik. - Pengaruh gas biasanya jelas. - Pengawasan mutu terhadap log dibandingkan dengan informasi lain (litologi,sebuk bor, dll.).
Bab 6 Metode Penentuan Rw Pada dasarnya terdapat 2 kelompok metode untuk mencari RW dlm menyelesaikan persamaan kejenuhan, yang pertama hanya menggunakan log, yang lain tanpa menggunakan log sama sekali. Terdapat 4 metode umumuntuk mencari Rw dari log yang akan dibahas dibawah ini. Metode-metode ini dapat diterapkan pada sumur-sumur eksplorasi, pada lapisan baru sumur-sumur tua dan bila Rw adalah konstan. 6.1 Gambar-silang Porositas-Resistivitas 6.1.1 Metodenya Ini adalah penyelesaian secara grafis dari persamaan kejenuhan Archie dan telah dibahas secara rinci dalam bab Interpretasi Pintas. Ringkasannya sbb: 1. Pilih grafik porositas-resistivitas yg sesuai untuk dikerjakan (hal 92 atau 93 dari buku grafik 1986) 2. Pilih skala dari porositas (ρb, N, t). Titik matriks harus didalam skala yang dipilih. 3. Gambar nilai log yang dibaca langsung dari log resistivitas-dalam dan log porositas didalam lapisan yang dikehendaki (skala resistivitas diatur agar sesuai dengan nilai resistivitas). 4. Tarik grs dr titik matriks (jika diketahui) melalui titik-titik paling kiri (utara-barat) didapat garis-air, dimana SW = 100%. Setiap ttk pd garis itu memberikan nilai porositasnya dan resistivitas R0.yg sesuai. 5. Untuk memperoleh RW nyatakan skala porositas dalam absis (pakai grafik yang sesuai), 2 •kemudian umpamakan F =1 / ) , tarik garis vertical dari titik = 20 (F=25), atau dari titik = 10 (F=100) ke garis-air 2.15 •kemudian tarik garis horizontal ke ordinat baca R0 hitung Rw = Ro/F untuk F = 0.62/ ) , pakai = 20 dengan cara yang sama. Contoh gambar-silang resistivitas-densitas, lihat gambar 6.1. Jika litologi adalah gamping, diberikan data dalam tabel di bawah ini, gambarlah titik-titiknya pada 2 grafik Sw-16 untuk F = 1/ ). Densitas matriks dari gamping adalah 2.71 g/cc. Jika gamping dalam formasi memberikan pembacaan densitas ini, maka resistivitas yang bersangkutan akan tak terhingga. Ini merupakan satu titik 2 pada garis-air yang mudah didapat. Untuk =10%, F = 1/ ) =100. Nilai dari Rt yang sesuai dengan = 10% adalah 6.5 (= R0). Sehingga Rw = Ro/F = 6.5/100 = .065 Rt ρb ’ 20. 0 ’3. 0 ’2. 2 ’2. 3 ’2. 1 ’ 50. 0
2. 60 2. 46 2. 42 2. 39 2. 28 2. 64
Gambar 6.1 didapat dengan menggunakan data- data yang tercantum pada tabel di atas. Tabel tersebut sebetulnya panjang, disini hanya diambil 6 titik data saja.
Gambar 6.1
6.1.2 Asumsi Agar metode ini benar, maka aumsi-asumsi ini harus dipenuhi 1. R(dalam) = Rt 5. kondisi lubang bagus 2. formasi bersih (Vcl < 15%) 6. hubungan F-4 yang sesuai 3. Rw konstan 7. pengaruh gas (tergantung pada log porositas) kecil 4. litologi tidak kompleks 6.2 Metode Rasio Resistivitas Keuntungan dari metode ini adalah bahwa cara ini tidak tergantung pada porositas. 6.2.1 Penjabaran Metode Rasio Dari persamaan kejenuhan Archie, dapat diperoleh suatu persamaan SW sebagai fungsi dari rasio dari resistivitas daerah rembesan dengan daerah asli:
Rxo Rw Sw Rt . Rmf
5
8
dimana porositasnya telah ditiadakan.
Di daerah asli, dpt ditulis Rt F .Rw / SW 2
Rxo Rmf Rt Rw
dan pd daerah rembesan Rxo F .Rmf / S XO atau 2
2
Rxo Rmf Sw . Di daerah berair, dimana Sw= SX0=1, Rw, dpt dicari dng max Rt Rw Sxo
Rumus di atas secara grafik adalah Sw-2. Latihan 6-1 Dengan menggunakan log yang terdapat pada Bab-18, gambar 18-1 dan 18-2, carilah Rw pada lapisan yang hanya mengandung air.. Juga lihat bab "Interpretasi Pintas" untuk penggunaan teknik overlay resistivitas. 6.2.2 Asumsi 1. R(dalam) = Rt dan R(MSFL) = Rxo 2. formasi bersih (VcI < 15%) 3. Rw konstan
4. 5. 6. 7.
formasi permeabel kondisi lubang bagus rembesan menengah 1 /5 SXO = Sw
Kesalahan pada Rw akan sama dengan kesa 6.3 Rw dari SP 6.3.1 Caranya 1. Baca SSP pada kurva SP. Harga SSP diambil ditempat dimana defleksi SP mencapai maksimum (diukur dari garis dasar serpih), yaitu perbedaan nilai (dalam milli-volts) dari garis dasar serpih dan defleksi maksimum SP. 2. Cari Rmfe, equivalen dari Rmf yang menghasilkan SSP - jika Rmf pada 75°F > 0.1 Ohm, maka Rmfe = 0.85. Rmf - jika Rmf pada 75°F < 0.1 Ohm, maka pakai grafik SP-2 3. Cari rasio Rmfe/RWe dari grafik SP-1 4. Hitung Rwe 4. Pakai Rwe mencari Rw dari grafik SP-2 Latihan 6-2 Lihat latihan 7.1 pada Bab-7 mengenai SP. 6.3.2 Batasan-batasan Karena kurva SP dipengaruhi oleh sejumlah faktor (lihat bab SP), secara umum cara menghitung Rw dari SP ini tidak setepat kedua cara yang telah dibahas didepan. Ada banyak sebab mengapa SP tidak mencapai nilai SSP penuh, sehingga penentuan Rw sering salah. Walaupun demikian, nilai itu seharusnya diuji-ulang terhadap nilai lain yang diperoleh melalui metode lain. 6.4 Pendekatan Rwa Pada kasus Rw tidak-konstan, metode-metode diatas tidak memberikan hasil yang memuaskan. Sehingga dianjurkan untuk menggunakan metode gambar-silang seperti SP vs Rwa. Teknik ini adalah statistik, hanya memungkinkan suatu perkiraan hubungan antara SP-Rwa.
R (dalam) dimana F dicari dari porositas F
Resistivitas air tampak Rwa ditentukan sebagai Rwa
pintas ql. Kemungkinan lain adalah menggambar SP vs rasio resistivitas R(MSFL)/R(dalam) untuk mecari hubungan yang sama.
Latihan 6-3: Pada log yang sama pada latihan 6-1, carilah Rw, dengan metode Rwa dan bandingkan hasilnya dengan hasil dari latihan 6-1. 6.5 Rw dari EPT 6.5.1 Caranya Pada bab EPT tersendiri, dapat dilihat bahwa
EPT Sxo( EPT ) . Di dalam lapisan
hidrokarbon Sw ≤Sxo.Bi l ak i t amenggant i kankeduaper s amaani t u,makadi dapat
1 Rw 2 EPT . 2 Rw ≤2 EPT. Rt 2 Rt 6.5.2 Batasan-batasan Batasan-batasannya adalah: (1) Kandungan-serpih, (2) a,m,n, (3) litologi rembesan 6.6 Rw dari sumber lain Resistivitas air kadang-kadang dpt dicari dari sumber lain selain dari log. 1. dari buku Katalog Rw 2. dari nilai Rw yang diketahui dalam suatu wilayah 3. dari contoh pengukuran resistivitas yang mewakili 4. dari alat RFT (Repeat Formation Tester) 5. dari DST (Drill Stem Test ) 6. dari contoh analisa kimia yang mewakili (grafik Gen-8).
Bab 7 Ku rva S P Pengenalan Kurva SP adalah rekaman perbedaan potensial antara elektroda yang bergerak didalam lubang bor dengan elektroda dipermukaan. Satuannya adalah millivolt. SP digunakan untuk 1. Identifikasi lapisan-lapisan permeabel. 2. Mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan batasan lapisan itu. 3. Menentukan nilai resistivitas air-formasi, Rw. 4. Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih. Seperti diterangkanpada bab-4 alinea 4.1.4,bahwa pada lapisan serpih,kurva SP umumnya berupa garis lurus yang disebut garis dasar serpih, sedangkan pada formasi permeabel kurva SP menyimpang dari garis dasar serpih dan mencapai garis konstan pada lapisan permeabel yang cukup tebal, yaitu garis pasir. Penyimpangan SP dapat ke kiri atau ke kanan tergantung pada kadar garam dari air formasi dan filtrasi lumpur, (gambar 4.1). SP tidak dapat direkam didalam lubang sumur yang diisi oleh lumpur yang tak konduktif karena diperlukan medium yang dapat menghantarkan arus listrik antara elektroda alat dan formasi. jika filtrasi lumpur dan kadar garam air formasi (resistivitas) hampir sama, penyimpangan SP akan kecil dan kurva SP menjadi kurang berguna. 7.1 Asal usul SP Penyimpangan SP disebabkan oleh aliran arus listrik didalam lumpur. Penyebab utamanya adalah dari 2 kelompok tenaga elektromotive didalam formasi, yaitu komponen elektrokimia dan elektrokinetik. Mereka berasal dari pemboranlubang, yang memberikan kontak listrik kepada berbagai jenis cairan formasi. ' 7.1.1 Komponen elekirokimia dari SP Perhatikan gambar 7.1, bayangkan suatu lapisan permeabel yang diapit oleh dua lapisan serpih dengan filtrasi lumpur dan air formasi terdiri dari larutan garam NaCl. Karena struktur lempung berlapis dan terjadi muatan listrik pada lapisan, maka serpih bersifat permeabel terhadap ion positif /kation Na+ tetapi tak-permeabel bagi ion negatif / anion Cl-. Bila serpih + berada diantara dua larutan dengan kadar garam yang berbeda, maka kation Na (kutub positif) akan berpindah melewati serpih dari larutan dengan konsentrasi tinggi ke yang lebih rendah. Perpindahan ionion yang bermuatan listrik ini adalah aliran arus listrik, dan gaya yang menyebabkan mereka berpindah membentuk suatu potensial listrik sepanjang lapisan serpih. Karena serpih hanya melewatkan kation, maka serpih bertindak sebagai membran seleksi ion, dan potensial sepanjang serpih disebut tegangan membran (membrane potential), lihat gambar 7.2. Tegangan Elektrokinetik Tegangan Membran Tegangan Liquid-Junction
Gambar 7.1 Gambar 7.2 Gambar 7.3 Nilai tegangan membran pada 77°F adalah: Em = -59.1 log aW/amf Komponen tegangan elektrokimia yang lain dihasilkan dari kontak antara filtrasi lumpur dan air + formasi, yaitu pada tepian daerah rembesan. Disini Na dan Cl dapat pindah dengan mudah dari satu + larutan ke larutan lain. Karena ion Cl memiliki mobilitas yang lebih besar dari ion Na , sehingga menghasilkan aliran dari muatan negatif (ion-ion Cl ) dari larutan dengan konsentrasi tinggi ke yang lebih rendah. Ini ekivalen dengan aliran arus listrik pada arah yang berlawanan yang dihasilkan oleh gaya gerak listrik (emf ) dengan nama liquid-junction potential. Lihat gambar 7.3. Tegangan Elj ini kira-kira 1/5 dari tegangan membran. Nilai tegangan liquid-junction pada 77°F adalah Elj = -11.5 log aW /amf Di formasi bersih, total tegangan elektrokimia yang bersangkutan adalah sama dengan Em + Eij EC= -K log aW /amf Dimana aw dan amf adalah aktivitas kimia dari air formasi dan filtrasi lumpur pada temperatur formasi, dan koefisien K adalah fungsi dari temperatur K = 61 + 0.133T(°F) Dalam praktek, aktivitas dari larutan secara kasar adalah sebanding dng konduktivitasnya, atau berbanding terbalik dng resistivitasnya, shg Ec K log adalah 70-100 mV untuk lumpur segar dan air formasi yang mengandung garam.
Rmf Biasanya Ec Rwe
7.1.2 Komponen elektrokinetik dari SP Tegangan elektrokinetik Ek, (juga dikenal sebagai potensial berarus, atau potensial elektrofiltrasi), dihasilkan oleh gerakan dari elektrolit melalui suatu medium media berpori bukan logam. Besarnya ditentukan oleh beberapa faktor, diantaranya adalah perbedaan tekanan yang menghasilkan aliran, dan resistivitas dari elektrolit. Lihat gambar 7.3. Suatu gaya gerak listrik elektro kinetik Emc dihasilkan oleh pergerakan filtrasi melalui keraklumpur, sedangkan tegangan Esh berada di sepanjang lapisan serpih, kontribusi total untuk SP adalah perbedaan antara keduanya. Keadaan nyata adalah kontribusi bersih dari elektrokinetik umumnya sangat kecil sehingga bisa diabaikan. 7.1.3 Tegangan Total Total SP, yang ditandai dengan SSP adalah sama dengan kontribusi elektrokimia:
SSP (61 0.1337) log
Rfe Ini adalah persamaan dasar SP. Rwe
7.1.4 SP Statis Pada kasus normal dimana lumpur lebih tawar dari pada air formasi, SP akan menyimpang ke bagian kiri dari garis dasar serpih. Jika sebaliknya air formasi yang lebih tawar dari pada lumpur, maka SP akan menyimpang ke kanan (SP positif). SP yang diukur hanya menunjukkan suatu bagian dari penurunan tegangan total, karena juga terdapat penurunan-penurunan potensial didalam formasi. Jika arus listrik dicegah mengalir, maka akan diukur SP statis, atau SSP. Ini dapat diamati pada formasi bersih yang tebal. SSP diukur dari garis dasar serpih. 7.2 Bentuk dari kurva SP Kemiringan kurva pads setiap kedalaman adalah sebanding dengan intensitas arus SP dalam lumpur pada kedalaman tersebut. Intensitas dari arus listrik dalarn lumpur adalah maksimum pada batasbatas formasi permeabel, sehingga kemiringan dari kurva SP adalah maksimum pada batas-batas tersebut (ada titik belok). Mk pada titik belok kurva SP suatu batas lapisan dapat dicari. Lihat gambar 4.2. - Bentuk kurva dan besarnya defleksi SP tergantung pada beberapa faktor - Rasio dari filtrasi lumpur dengan resistivitas air, Rmf/Rw, - Ketebalan h dan resistivitas sesungguhnya Rt, dari lapisan permeabel. - Resistivitas RX0, dan diameter di dari daerah rembesan oleh filtrasi Lumpur. - Resistivitas Rs dari formasi-formasi yang berdekatan. - Resistivitas Rm dari lumpur, dan diameter dh dari lubang bor. Grafik SP-3 digunakan untuk koreksi ketebalan lapisan dan/atau rembesan. 7.2.1 Formasi yang resistif Dalam formasi yang sangat resistif, arus SP dapat meninggalkan atau masuk kedalam lubang bor pada lapisan permeabel atau serpih. Kurva SP akan menunjukkan suatu rangkaian dari bagian yang lurus dengan perubahan sudut pada setiap interval permeabel dan lapisan serpih. Batasan dari lapisan permeabel tidak dapat dicari dengan tepat oleh penggunaan SP dalam formasi dengan resistivitas yang tinggi. Lihat gambar 7.4. Arus yang mengalir dari lapisan serpih Sh, menuju lapisan permeabel P, terbatas pada lubang bor antara Sh, dan P2, karena adanya Iapisan dengan resistivitas tinggi diantaranya. Dampak dari keadaan ini adalah SP yang berupa garis miring lurus
Gambar 7.4 Gambaran skematis dari gejala SP pada formasi dengan resistivitas tinggi
7.2.2 Pergeseran Garis,Dasar Serpih Kadang-kadang garis dasar serpih bergeser sehingga mempersulit pencarian SSP. Ini akan terjadi bilamana air formasi dengan kadar garam yang berbeda dipisahkan oleh lapisan serpih yang bukan merupakan suatu membran-ion yang sempurna. Gambar 7.5.
Jika tidak terdapat lapisan serpih untuk memisahkan perbedaan kadar garam pada lapisan permeabel, maka garis dasar juga akan bergeser. Pada kasus seperti itu kurva SP menunjukkan tidak adanya variasi pads kedalaman dimana kadar garamnya berubah Lapisan pasir B,D,F,H dibatasi oleh lapisan tipis serpih C,E,G. SSP pada interval B adalah -42mV. Serpih C bukanlah membran-ion yang sempurna sehingga SP tidak kembali pada garisdasar serpih seperti di Shale-A. Defleksi SP pada interval D diukurdari lapisan serpih E menunjukkan bahwa E adalah membranion yang lebih balk daripada C. Garis-dasar Serpih untuk lapisan D adalah lapisan E dan SSP pada interval D adalah +44 mV. Demikian juga terlihat bahwa lapisan G bukanlah membran-ion yang lebih balk daripada E. SSP untuk lapisan F menjadi -23 mV
.
Gambar 7.5 Pergeseran garisdasar SP
Gambar 7.6 SP berbentuk gigi gergaji (sawtooth) Gambar 7.7 Anomali SP disebabkan oleh membran kerak lumpur emf 7.3 Anomali SP 7.3.1 Keadaan rembesan Bila pasir yang sangat permeabel berisi air garam tercemar oleh filtrasi lumpur tawar, filtrasi lebih ringan dari pada air garam sehingga akan mengapung diatas. Akan terlihat bahwa rembesan filtrasi lumpur adalah sangat dangkal dibagian bawah dan cukup dalam dibagian batasan atas. Lihat Gambar 7.6 dan 7.7. 7.3.2 Gangguan (Noise) Kadang-kadang suatu riak gelombang sinus (gigi gergaji) dengan amplitudo-kecil teramati pada SP, ini terjadibila sebagian suku cadang dari mesin derek tiba-tiba menjadibermagnit. Dalam hal ini kurva SP masih berlaku karena gejala termagnetisasi tadi tidak menambah atau mengurangi pembacaan SP normal. Gejala spikes juga bisa muncul kalau terjadi kontak sementara antara selubung baja dan kabel logging. Hal ini tidaklah menjadi masalah. Arus listrik langsung yang mengalir melalui formasi dekat elektroda SP akan mengakibatkan kasalahan pembacaan pada SP, terutama pada formasi dengan resistivitas tinggi. Arus listrik tersebut bisa disebabkan oleh gejala dua-logam (bimetallism ) yang terjadi jika 2 lembar logam yang berbeda saling menyentuh satu sama lainnya dikelilingi oleh lumpur asin. Kadang-kadang sulit untuk merekam SP yang baik pada anjungan di lepas pantai. Alat proteksi Katodis(Cathodic protection device) atau kebocoran listrik dapat memberikan pebacaan yang kacau pada SP. Didarat bila berdekatan dengan kabel listrik tegangan tinggi atau pompa sumur dapat mempengaruhi kurva SP. Banyak dari gangguan ini dapat diperkecil dengan memilih secara seksama lokasi elektroda SP di permukaan tanah. 7.4 Pencarian Rw Metode ini seperti berikut 1. Baca SSP 2. Tentukan Rmfe
- Jika Rmf pada 75°F > .1 Ohm, maka Rmfe =0.85 x Rmf. - Ji kaRI „fpada75° F<. 1Ohm,maka pakai grafik SP-2. 3. Tentukan rasio Rmfe/Rwe dari grafik SP-1 4. 4. Hitung Rwe 5. Pakai Rwe untuk mencari Rw dari grafik SP-2. Ketidak pastian. Dibawah ini adalah sejumlah pembatasan dari kehandalan metode ini 1. Komponen Elektrokinetik dari SP diabaikan. 2. Contoh Rmf yang jelek (contoh filtrasi lumpur tidak baik). 3. Hubungan antara R41e-Rw dan Rmfe-Rmf, khususnya pada Rw yang tinggi. Sehingga, penggunaan SP untuk menentukan Rw hanya boleh dilakukan bila metode lain tidak berlaku. Latihan 7.1 Perhatikan gambar 4.1, bila diketahui SSP pada kedalaman 8150 ft adalah 60 mV, Rmf terukur pada 80 °F adalah 0.2 Ohm-m, BHT adalah 150 °F. 1. Penyimpangan SP adalah positif atau negatif ? Apa artinya ? 2. Berapakah Rw yang terhitung dengan menggunakan SP ?
Bab 8 Log Sinar Gamma Sejarah Log Sinar Gamma (GR) sudah lama, tapi hanya sedikit pengembangan yang dilakukan pada alat GR atau cara interpretasinya. Dengan kehadiran GR spektroskopi beberapa tahun yang silam telah membuka era baru bagi kemungkinan interpretasi yang lebih rinci. 8.1 GR Dasar Prinsip dari GR adalah perekaman radioaktivitas alami bumi. Radioaktivitas GR berasal dari 3 unsur radioaktif yang ada dalam batuan yaitu Uranium -U, Thorium -Th dan Potasium -K, yang secara kontinu mamancarkan GR dalam bentuk pulsa-pulsa energi radiasi tinggi Sinar Gamma ini mampu menembus batuan dan dideteksi oleh sensor sinar gamma yang umumnya berupa detektor sintilasi. Setiap GR yang terdeteksi akan menimbulkan pulsa listrik pada detektor. Parameter yang direkam adalah jumlah dari pulsa yang tercatat per satuan waktu (sering disebut cacah GR). Gambar 8.1 3 unsur radiasi utama yg umunya ditemukan di bawah tanah, masing-masing mempunyai tingkat tenaga yg berbeda. Alat GR standar (SGT) meng ukur total aktivitas dari ketiga unsur ini. Sedangkan alat GR spektroskopi NGT mampu memisahkan ke-3 unsur tsb 8.1.1 Log GR Log GR diskala dalam satuan API (GAPI). Satu GAPI =1 /200 dari tanggapan yang didapat dari kalibrasi standar suatu formasi tiruan yang berisi Uranium, Thorium dan Potasium dengan kuantitas yang diketahui dengan tepat dan diawasi oleh American Petroleum Institute (API) di Houston, Texas. Log GR biasanya ditampilkan pada kolom pertama, bersama-sama kurva SP dan Kaliper. Biasanya diskala dari kiri ke kanan dalam 0-100 atau 0-150 GAPI. Tingkat radiasi serpih lebih tinggi dibandingkanbatuan lain karena unsur-unsur radioaktif cenderung mengendap di lapisan serpih yang tidak permeabel, hal ini terjadi selama proses perubahan geologi batuan. Pada formasi permeabel tingkat radiasi GR lebih rendah, dan kurva akan turun kekiri. Sehingga log GR adalah log permeabilitas yang bagus sekali karena mampu memisahkan dengan baik antara lapisan serpih dari lapisan permeabel. 8.1.2 Pengaruh lubang bor Tanggapan alat GR dikalibrasi pada keadaan sebagai berikut : diameter alat yang dikalibrasi adalah 3-5/8" didalam lubang 8" yang berisi lumpur 10 lb/gl . Bila diameter lubang lebih besar dan dengan lumpur yang lebih berat akan terdapat penyerapan terhadap sinar gamma yang lebihbanyak sebelum mencapai detektor sehingga tanggapan alat menjadi menurun. Sebaliknya, pada lubang yang lebih kecil dengan lumpur yang lebih ring an tanggapan alat akan naik. Grafik GR-1 digunakan untuk koreksi terhadap pengaruh ini. Dalam kondisi normal, koreksi dapat diabaikan pada interpretasi pintas. Akan tetapi jika lubang terkikis pada lapisan serpih dan lumpur yang digunakan adalah lumpur berat, maka koreksi tidak dapat diabaikan begitu saja dalam perhitungan kandungan serpih. Koreksi juga diperlukan pada penggunaan log GR untuk deteksi penimbunan Uranium dan Potasium, walaupun operasi semacam ini jarang ada. Dalam kasus lumpur yang kaya dengan Potasium, seperti lumpur KCL, pembacaan latar belakang sinar gamma akan menjadi lebih tinggi (yang beragam sesuai dengan diameter lubang) disamping tanggapan sinar gamma dari formasi itu sendiri. 8.1.3 Fluktuasi yang statis Karena sifat pancaran sumber radiasi yg tdk pernah konstan, log sinar gamma tdk per-nah terulang dengan persis, akan tetapi selalu terdapat fluktuasi statis yang tidak dapat diproduksi ulang dan tidak menggambarkan tanggapan dari formasi, hal ini berlaku jugs untuk semua log nuklir. Dalam membaca log nuklir harus diambil nilai rata-rata sepanjang kedalaman 3 sampai dengan 4 ft. Pengecualian buat lapisan yang tebalnya kurang dari 3 ft, dimana nilai tertinggi yang seharusnya digunakan. Sumber dari variasi statistik sinar gamma adalah sifat acak dari proses interaksi nuklir itu sendiri. Pulsapulsa dari detektor sinar gamma tampak sebagai urutan yang acak. Jika diambil bilangan pecahan, perbedhan dalam perhitungan pulsa antara dua interval waktu yang sama akan menjadi kecil jika interval waktunya cukup panjang. Waktu rata-rata umumnya adalah 2 detik dan kecepatan logging 1800 ft/ hr.
Kombinasi interval waktu dan kecepatan logging ini memberikan resolusi lapisan yang memadai (sekitar 4 ft). Akan tetapi pada unit komputer CSU pembacaan rata-rata cacah sinar gamma adalah 1 ft dengan kata lain pada kecepatan logging 1800 ft/hr, waktu rata-rata efektifnya adalah 2 detik. Jika kecepatan logging dilipat-gandakan, resolusi lapisan akan tetap, tetapi variasi statis akan naik dengan faktor 42. 8.1.4 Penggunaan dari log GR. Karena Uranium, Thorium dan Potasium terkonsentrasi secara besar didalam mineral lempung maka log GR digunakan secara luas dalam interpretasi batuan pasir-lempung untuk menghitung volume dari lempung Vsh. Metodenya diuraikan secara rinci pada bab 15. Prinsipnya adalah interpolasi linier dari pembacaan antara pasir dan serpih. Akan tetapi log GR bukanlah merupakan indikator lempung atau serpih yang selalu tepat, sehingga indikator-indikator serpih lain juga perlu diperhatikan. Secara khusus log GR berguna untuk definisi lapisan permeabel disaat SP tidak berfungsi karena formasi yang sangat resistif atau bila kurva SP kehilangan karakternya (Rm f = Rte,), atau juga ketika SP tidak dapat direkam karena lumpur yang digunakan tidak konduktif (oil base mud). Log GR dapat digunakan untuk mendeteksi dan evaluasi terhadap mineral-mineral radioaktif, seperti biji potasium atau uranium. Log GR juga dapat digunakan untuk mendeteksi mineral-mineral yang tidak radioaktif, termasuk lapisan batu bara. Log GR digunakan scr luas untuk korelasi pd sumur-sumur berselubung. Gabungan perekaman GR dengan CCL (casing collars locator) memungkinkan alat perforasi diposisikan dng akurat di depan lapisan yang akan dibuka. Korelasi dari sumur ke sumur sering dilakukan dengan menggunakan log GR, dimana sejumlah tanda-tanda perubahan litologi hanya terlihat pada log GR. 1. Ringkasan dari kegunaan Log GR 2. Evaluasi kandungan serpih Vsh. 3. Menentukan lapisan permeabel. 4. Evaluasi biji mineral yang radioaktif. 5. Evaluasi lapisan mineral yang bukan radioaktif. 5. Korelasi log pada sumur berselubung. 6. Korelasi antar sumur. 8.2 NGT: GR spektra Unsur-unsur radioaktif uranium, thorium dan potasium memancarkan sinar gamma dengan tingkat tenaga yang berbeda. Gambar 8.2
Sistem alat NGT mempunyai 5 bh jen-dela pengukuran tingkat tenaga radiasi yg disebut W1, W2,W3,W4 dan W5. Dari cacah aktivitas 5 pengukuran ini, komputer kmdn membedakan ketiga unsur radiasi Potasium memiliki tenaga tunggal 1.46 MeV. Uranium dan Thorium memancarkan sinar- gamma dengan tingkat tenaga yang beragam. Secara teori adalah mungkin untuk membedakan ketiga unsur radioaktif yang berbeda itu tenaganya sangat rendah akan tetapi saat ini kemajuan teknologi telah memungkin-kan kita untuk memisahkan log GR keda-lam 3 komponen unsur radioaktif, dan menghasilkan GR spektral yang menunjuk-kan scr langsung konsentrasi dari masing-masing unsur ddlm formasi 8.2.1 Log NGS Hasil dari logging NGT disebut log NGS. Uranium dan thorium diskala dalam ppm (part per million), dan potasium dalam persen bobot (1% = 104 ppm). Walaupun konsentrasi potasiumjauhlebihbesar dibandingkan dengandua unsur lainnya, tingkat aktivitas ketiga unsur radioaktif
itu adalah hampir sama. Penampilan dr log lapangan yg umum adlh - Pada kolom-1, biasanya 0 ke 150 GAPI kiri ke kanan, SGR - total GR dan CGR (corrected GR yi: total GR tanpa unsur uranium) - Pada kolom 2 dan 3,Konsentrasi dari Th, U dan K. Untuk analisa volume serpih dan interpretasi mineralogi, kompu ter CSU dpt menampilkan bentuk pre-sentasi lain, seperti pada gambar 8.3: - Pada kolom 1, dng skala linier dan biasanya 0 ke 150 GAPI kiri ke kanan, SGR dan CGR - Pd kolom 2, dng skala logaritma dr 0.2 ke 20 kiri ke kanan, Rasio dr Thorium dng Potasium (TPRA) - Pada kolom 3, dng linier, Konsentrasi dr 3 komponen Th, U, K, dng cara sedemikian rupa shg menampilkan Mae West Gambar 8.3 Gambar silang Thorium-Potasium effect antara Thorium dan Potasium sbg dad alat NGT suatu indikasi dari kandungan serpih. Kegunaan Log NGS Log NGS selain digunakan seperti halnya GR biasa (paragraf 8.1), juga berfungsi sebagai salah satu alat untuk membedakan jenis lempung yaitu ilit, montmorilonit dan kaolinit disamping beberapa mineral yang lain. Metode interpretasi mineral yang sering dipakai adalah gambar-silang, misalnya gambar-silang Potasium danThorium seperti yang terlihat pada Gambar 8.3. Apendiks-IV memberi penjelasan lebih banyak mengenai kegunaan Gambar-silang.
Bab 9 Porositas: Log Sonik Pengukuran porositas Dari persamaan dasar kejenuhan Archie: SW F . 2
Rw Rt
Kita telah mempelajari cara mencari RW .. Parameter yang akan kita pelajari adalah faktor formasi (F ) yang merupakan fungsi dari porositas dan resistivitas Rt. Disini akan ditinjau kembali bagaimana memperoleh porositas dari alat-alat porositas. Akan dipelajari prinsipnya saja tanpa memandang segi teknis. Juga akan dipelajari cara menginterpretasikannya dan meninjau faktor-faktor yang mempengaruhi pengukurannya. Ada tiga jenis pengukuran porositas yang umum digunakan di lapangan saat ini: Sonik, Densitas, dan Netron. Nama-nama ini berhubungan dengan besaran fisika yang dipakai dimana pengukuran itu dibuat sehingga timbulah istilah-istilah "Porositas Sonik", "Porositas Densitas", dan "Porositas Netron". Penting untuk disadari bahwa porositasporositas ini bisa tidak sama antara satu dengan yang lain atau tidak bisa mewakili "Porositas Benar". Ini disebabkan karena alat-alat itu tidak membaca porositas secara langsung. Porositas didapat dari sejumlah interaksi fisika didalam lubang bor. Hasil interaksi dideteksi dan dikirim ke permukaan barulah porositas dijabarkan. Jenis alat porositas pertama adalah Sonik. 9.1 BHC Borehole Compensated Sonic Tool atau disingkat BHC adalah alat sonik yang menggunakan rangkaian pasangan Pemancar-Penerima sedemikian rupa sehingga pengaruh dari lubang bor dapat dikecilkan. Cara kerjanya akan dibahas dibelakang. 9.1.1 Latar Belakang Setiap benda padat dapat menyalurkan gelombang akustik. Contoh sederhana adalah sebatang balok dimana bila salah satu ujungnya dipukul akan terjadi gelombang suara yang dapat dideteksi pada ujung yang lain pada suatu jangka waktu tertentu. Yang diperlukan adalah sumber tenaga suara dan alat detektor. Jika waktu rambat gelombang suara dari satu ujung ke ujung yang lain dan panjang dari balok diketahui, maka kecepatan gelombang suara dapat dihitung. Kecepatan rambatan ini tidak sama untuk berbagai jenis benda padat sehingga dapat digunakan sebagai karakteristik dari bahan balok itu sendiri. 9.1.1.1 Penyebaran gelombang pads media tak berbatas Ada dua jenis gelombang yang dipropagasikan dalam media tak berbatas 1. Gelombang-mampat atau gelombang-P Gelombang-P sering disebut juga gelombang tekanan (Pressure waves) adalah jenis khusus dari gelombang panjang (longitudinal). Gelombang ini disebarkan dalam bentuk yang dimampatkan (compressional mode), yaitu arah rambatan gelombang sejajar dengan arah gerak partikel. Gas, cairan dan benda-benda padat cenderung melawan pemampatan; sehingga gelombang-P dapat menjalar melalui media-media ini. 1
K 1.32 Kelajuan Vp dari gelombang-mampat adalah Vp dimana K = bulk modulus, = shear modulus, ρ=densitas dari media 2. Gelombang Shear atau gelombang-S Gelombang-S sering disebut juga gelombang distorsi (distortional waves) adalah jenis khusus dari gelombang transversal. Gelombang ini disebarkan dalam bentuk Shear, yaitu arah rambatan gelombang tegak lurus dengan arah gerak partikel. Karena sifat yang kaku benda-benda padat cenderung melawan pergeseran yaitu gaya yang cenderung menyebabkan 2 bagi dari benda bergeser relatif satu terhadap yg lain. Shg gelombang-S dapat disebarkan melalui benda-benda padat. Sedangkan gas dan cairan tidak memiliki kekakuan (jika viskositas diabaikan) dan tak dapat melawan geseran; sehingga gelombang-S tidak dapat disebarkan 1
2 melalui media-media tersebut. Kelajuan Vs dari gelombang-S adalah Vs Umumnya Vs adalah 1.6 hingga 2.4 kali lebih rendah dari pada V P. Pengukuran terhadap kelajuan gelombang-S dapat menambah nilai terhadap evaluasi sifat-sifat mekanisasi batuan. 9.1.1.2 Penyebaran gelombang dalam media terbatas Ada dua jenis gelombang lain yang disebarkan
1. Gelombang Rayleigh Gelombang ini terdapat pada bidang pemisah formasi dan Lumpur dan kelajuannya mendekati kelajuan gelombang shear. Vg = O.9 VS Gelombang ini merupakan kombinasi dari dua komponen, yang satu paralel, dan lainnya tegak lurus pada permukaan. Gelombang ini cepat melemah dan tidak akan merambat jauh. 2. Gelombang Stoneley Terdapat pada lumpur oleh interaksi antara lumpur dan formasi dan sangat sensitif terhadap kekukuhan dinding sumur. Tenaga gelombang ini disebarkan pada frekuensi rendah dengan sedikit pelemahan. Kelajuannya lebih rendah dibandingkan dengan kelajuan gelombang-P di lumpur. Yang diterima oleh alat penerima Sonik adlh kombinasi dari kedatangan berbagai jenis gelombang tsb diatas. . 9.1.1.3 Bentuk penyebaran dalam sumur Pada formasi homogen, gelombang yang dipancarkan dari pemancar akan menyebar dengan cepat melalui lumpur. Tergantung dari pada sudut pancarnya, sebagian gelombang akan dibelokkan atau dipan tulkan, sebagian lagi akan menyebar sbg gelombang-mampat dan sebagian lagi akan meram-bat sebagai gelombang-S sepanjang dinding sumur 9.1.1.4 Penjelasan mengenai alat Obyektif dari alit Sonik adalah untuk mengukur waktu rambatan gelombang suara melalui formasi pada jarak tertentu. Pada dasarnya diperlukan pemancar dan penerima yang dipisahkan dalam jarak tertentu. Akan tetapi ada kemungkinan terjadi masalah dng pengaturan dari pemancar dan penerima ini, sbg contoh kikisan besar akan mempengaruhi sinyal sonik sehingga alat Sonik tidak lagi membaca sinyal dari formasi melainkan sinyal lumpur. Untuk mengatasi masalah ini digunakan rangkaian 2 bh penerima. Tetapi masih ada masalah lain yi:pengaruh kemiringan alat, maka untuk menghilangkan masalah ini, diciptakan suatu sistem balik ganda (double inverted system) dng 2 pemancar dan 4 penerima. Di lapangan sistem ini dikenal sbg Borehole Compensated (BHC), (Gambar 9.1 dan 9.2.) Gambar 9.1 Konsep BHC 9.1.2 Interpretasi Walaupun alat Sonik mengukur kelajuan gelombang suara akan tetapi secara praktis log Sonik diskalakan menurut besaran waktu-transit (transit time) yang mempunyai satuan is/foot (juga dikenal sebagai slownwess). Ini adalah satuan yang baik sekali karena memberikan pembacaan yang ditemukan dalam kondisi logging normal berkisar antara 40-200 µs /ft. Kenyataannya kebanyakan formasi memberikan tanggapan diantara 40-140 µs/ft (Tabel 9-1), maka skala log yang dipakai umunya adalah 140-40 µs/ft per kolom atau 240 - 40 / ft untuk 2 kolom, krn ini memudahkan pembacaan thdp log. Istilah t untuk sistem CSU adalah DT (delta-T). Alat Sonik dapat dikombinasikan dengan alat-alat logging lain, misalnya dengan slat Sinar Gamma dan alat Induksi. Tabel 9.1 Untuk menghitung porositas Sonik dari pembacaan log At harus terdapat hubungan antara waktu transit dengan porositas. Litologi tma(ms/ft) Seorang sarjana teknik Wyllie mengajukan persamaan waktu rata-rata, Batuan Pasir 55.5 yang merupakan hubungan linier antara waktu dan porositas. Bentuk Gamping 47,5 Dolomit 43.5 umumnya adalah t log t f .t ma .(i Vsh ) t sh .Vsh luid
Pada formasi bersih, persamaan tersebut disederhanakan dengan menghilangkan komponen lempungnya, menjadi t log tfluid .tma.(1 ) Dari sini porositas sonik( s) dapat dijabarkan
t log tma s Secara grafik persamaan ini dilukiskan dengan grafik Por-3. Parametertfluid tm parameter yang diperlukan: Kelajuan matriks Vma (atau kelambatan tma), dan Kelajuan cairan Vfl (atau kelambatan tma) Rumus waktu rata-rata hanya berlaku pada kondisi-kondisi tertentu: Porositas antar butir yang seragam Formasi bersih, tidak mengandung serpih Formasi mengandung-air Formasi yang padat Jika salah satu atau lebih dari kondisi-kondisi diatas tidak dipenuhi, maka perlu diadakan modifikasi pada rumus dasar.
Akhir-akhir ini Raymer-Hunt mengajukan persamaan derajat II (tidak liner), yg nampaknya bekerja lebih baik, artinya lebih mencerminkan hasil di lapangan, tetapi lebih sulit dilakukan tanpa bantuan alat kalkulator atau komputer. Grafik Por-3juga menampilkan konversi waktu ke porositas metode Raymer-Hunt berupa garis-garis litologi melengkung. 9.1.3 Faktor-faktor yang mempengaruhi pengukuran 9.1.3.1 kepadatan Sifat elastis dari batuan dianggap konstan jika tekanan pada batuannya adalah cukup besar (beberapa ribu psi). Pada tekanan yang lebih rendah (kedalaman yang dangkal), waktu transit yang diamati akan lebih besar akan tetapi hubungan dan t masih liner, dalam hal in suatu faktor koreksi diperlukan, yaitu faktor kepadatan Cp, agar mendapatkan porositas yang benar
t log tma 1 Scor . tfluid tma Cp
Faktor kepadatan Cp dapat dicari dengan cara pendekatan dengan membagi kelajuan sonik di lapisan serpih terdekat dengan nilai 100. Akan tetapi cara yang terbaik adalah dengan membandingkan scor: dengan porositas yang diperoleh dari sumber lain, misalnya porositas densitas-netron. 9.1.3.2 Kandungan-serpih Jika terdapat serpih dalam batuan, maka akan memberikan konstribusi waktu transit tsh. Persamaan umum menjadi t log tfluid .tma.(1 Vsh ) tsh.Vsh 9.1.3.3 Hidrokarbon Pada umumnya dianggap bahwa hidrokarbon tidak mempunyai pengaruh yang besar terhadap waktu transit, akin tetapi hidrokarbon ringan atau gas akan membuat waktu transit menjadi lebih besar, sehingga seringkali sonik juga digunakan sebagai indikator gas yang cukup bagus. Beberapa studi menunjukkan bahwa rasio Vp/Vs adalah sangat berguna bagi deteksi gas (baca makalah 'Deteksi Gas dengan Gelombang Akustik', Simposium IATMI, 1992). 9.1.3.4 Rekahan dan Gerohong Jika terdpt rekahan atau gerohong, maka Sonik akan cenderung mengabaikan pengaruh dari rekahan tsbt, yg dikenal sbg porositas sekunder. Shg porositas Sonik akan cenderung menjadi lebih rendah dibanding porositas total benar. Jadi bila porositas dr formasi rekahan terse dia dr sumber lain, katakanlah dr log Netron, mk besarnya porositas sekunder dr rekahan dpt dihitung Indeks Porositas Sekunder (SPI) = -s 9.1.3.5 Pengaruh dari lubang bor Lubang bor harus diisi dng cairan sbg media penghantar (acoustic coupling) gelombang suara dr alat Sonik ke formasi dan kembali ke detektor Sonik. Ukuran lubang tidak boleh melebihi 50% dr ukuran pahat. Lubang yg terlalu besar akan me nyebabkan pengurangan sinyal di detektor jauh, Ini akan mengakibatkan perubahan mendadak pada t atau sering disebut dengan istilah cycle skipping
Gambar 9.2
9.2 Sonik panjang -DDBHC Dari ukuran fisik, alat Sonik Panjang LSS (Long Spacing Sonic) memang lebih panjang dari alat Sonik biasa. Jarak Pemancar ke detektor dibuat lebih besar dengan tujuan agar gelombang suara dapat masuk lebih dalam kedalam formasi menghindari daerah rembesan atau pengaruh lubang jelek. Seperti pada BHC, alat LSS juga menggunakan sistem kompensasi yang disebut DDBHC singkatan dari Depth Drive Bore Hole Compensated. Dibandingkan alat Sonik BHC yang standar alat ini memberikan korelasi yang lebih baik pada data sismik.
Bab 10 Porositas: Log Lito-Densitas Alat porositas kedua yang akan ditinjau adalah Alat Lito-Densitas atau Litho-Density Tool (LDT). Alat ini merupakan perkembangan baru dari alat FDC (Formation Density Compansated Tool), dan sebagai tambahan terhadap densitas standar, LDT mengukur sifat batuan lain yang disebut photoelectric absorption indeks - Pe. 10.1 Prinsip dari Pengukuran Densitas Menurut teori Fisika Nuklir, bila sinar gamma dengan tenaga tinggi ditembakkan ke formasi ada 3 macam interaksi yang mungkin terjadi yaiut: Gejala Fotol-istrik, bila E < 100 keV, Hamburan Compton, bila 75 keV< E<2 MeV, dan Produksi kembar, bila E > 1.2 MeV E adalah tenaga sinar gamma mula-mula. Alat LDT dirancang untuk memberikan tanggapan thdp Gejala Fotolistrik & Hamburan Compton dng cara memilih sumber radioaktif yg memproduksi sinar gamma dengan tingkat tenaga antara 75 keV dan 2 MeV, misalnya unsur Cesium-137 yang mempunyai puncak tenaga sinar gamma pada 662 keV. Sinar gamma mempunyai sifat yg men-dua artinya pada suatu saat dapat berbentuk gelombang elektromagnetik dan menjadi partikel photon pada saat yang lain. Pada kejadian Hamburan Compton, photon Sinar Gamma bertumbukan dengan elektron dari atom didalam batuan, photon akan kehilangan tenaga karena proses tumbukan dan dihamburkan ke arah yang tidak sama dng arah awal, sedangkan tenaga photon yang hilang sebetulnya diserap oleh elektron sehingga elektron dapat melepaskan diri dari ikatan atom menjadi elektron bebas. Photon yang dihamburkan ini masih mampu 'menendang' keluar elektron-elektron dari atom-atom lain selama proses tumbukan sampai akhirnya photon yang sudah melemah tersebut terserap secara keseluruhan sebagai akibat dari gejala fotolistrik. Jumlah elektron yang'ditendang' keluar oleh photon merupakan fungsi dari tenaga photon dan jenis mineral. Catatan : bahwa Densitas yang diukur oleh alat LDT sebagai akibat dari hamburan compton sebetulnya adalah densitas elektron (Jumlah dari elektron persatuan volume). Akan tetapi dapat dicari hubungan antara densitas elektron dan densitas formasi dengan cukup mudah. Kembali pada konsep-konsep dasar Fisika Nuklir - A =Berat Atom (berat satu atom dari unsur) - Z = Nomor Atom (Jumlah proton dalam inti atom, atau jumlah elektron dalam satu atom stabil) - N =Bilangan Avogadro (Jmlh kadar molekul dalam 1 mole atau berat grammolekuler dari suatu zat). 23 - N =6.02x10 Jumlah elektron dalam 1 gram-atom dinyatakan sbgi elektron/ gram-atom Shg jumlah dari elektron per gram dinyatakan sbg N•Z( el ek t r on-elektron)/A(gram-atom) Jumlah elektron per gram hrs dikalikan dng densitas formasi yg sesungguhnya untuk mendptkan jmlh
N .Z Z .b Ne N .b Densitas elektron Pe didefinisikan sbg e 2 Ne N A A 2 N .b. Z A 2Z Substitusikan Ne: e e ( ).b Didapat : e b , jika 2Z 1 A N A elektron per cc, Ne
Untuk mineral umum dalam perminyakan, hubungan ini hampir selalu benar. Sehingga untuk sebagian besar formasi, densitas yang dibaca oleh alat LDT apparent density -Pa adalah ekivalen dengan densitas yang sebenarnya. Lihat tabel 10-1. ρe Mineral Rumus Densitas a seperti terbaca 2Z Kimia sebenarnya A pada log Kuarsa
Si02
2.654
0.9985
2.65
2.648
Kalsit Dolomit Anhydrit Sylvit Halit Air tawar Air asin Minyak Batubara
CaCO3 CaCO3 MgCO3 CaSO4 KCL NaCI H2O 200 kppm n(CH2)
2.710 2.870 2.960 1.984 2.165 1.000 1.146 0.850 1.200
0.9991 0.9977 0.9990 0.9657 0.9581 1.1101 1.0797 1.1407 1.0600
2.708 2.863 2.957 1.916 2.074 1.110 1.237 0.970 1.272
2.710 2.876 2.977 1.863 2.032 1.000 1.135 0.850 1.173
Tabel 10-1 10.1.1 Penjelasan Mengenai Alat Alat densitas yang pertama (FDL) terdiri dari satu sumber radiasi dan satu detektor ditempatkan pada suatu bantalan (Pad ). Sumber yang digunakan adalah Cesium-137, berkekuatan 1.5 Curie dengan puncak tenaga 662 keV. Rumah tempat sumber radiasi itu dirancang sedemikian rupa sehingga sinar
gamma yang dipancarkan dipaksa melalui celah yang sempit terfokuskan pada dinding lubang bor. Detektornya diletakkan kira-kira 1 kaki diatas sumber, pada sumbu yang sama. Alat ini sangat dipengaruhi oleh kondisi lubang khususnya oleh lubang jelek dan kasar sehingga bantalan alat tidak menempel dinding lubang bor dengan sempurna, akibatnya lumpur yang terjebak diantara bantalan dan dinding lubang bor ikut menyumbangkan pembacaan, padahal yang ingin dibaca oleh alat ini adalah sinyal yang murni berasal dari formasi, bukan lumpur. Rancangan yang lebih canggih menggunakan sistem dengan dua detektor, yang dinamakan Formation Density Compensated tool (FDC). 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 dan lubang jelek. Densitas yang terbaca oleh tiap detektor adalah tidak sama. Jika kerak-lumpur lebih berat dari formasi, makh akan terbaca densitas yang lebih tinggi, dan sebaliknya untuk kerak-lumpur dengan densitas yang lebih rendah. Perbedaan antara densitas sumbu-panjang dan sumbu-pendek memberikanbesarnya koreksi yangharus ditambahkan atau dikurangkankepada detektor sumbu-panjang. Koreksi dikerjakan secara otomatis dan kedua kurva ditampilkan. Saat ini alat FDC sudah digantikan dng alat densitas yg lebih canggih disebut LDT (Litho-Density Tool). Walaupun bentuk alatnya mirip FDC dng sistem 2 detektor, akan tetapi banyak kelebihan yg dijum-pai pd LDT. Misalnya detektor yang dipakai adalah lebih sensitif, stabiliasator 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 juga. Kurva baru yang berhubungan dengan gejala fotolistrik ini dinamakan Pe (atau PEF pada CSU). Dari kurva ini dapat dicari informasi tentang litologi secara langsung (lihat table 10-2).
Gambar 10.1 Sketsa Bagian Bantalan alat Densitas 10.1.2 Penampilan Log Kurva densitas diskala secara langsung dalam g/cc. Jika alatnya dikerjakan tersendiri, skala dari kurva Pb (istilahpada CSU disebut RHOB) biasanya 2-3 g/cc. Tetapi biasanya alat Densitas dikerjakan bersama-sama dengan alat Netron, maka skalanya diatur menjadi 1.95-2.95 g/cc. hal ini dilakukan untuk memudahkan pembacaan porositas karena tanggapan alat Densitas dan Netron akan sama pada lapisan gamping kandung-air. Cara ini memungkinkan pencarian porositas pintas secara langsung (lihat bab 4). Kurva Pe biasanya direkam pada kolom 2, dari kiri ke kanan dengan skala 0-10 barns. 10.2 Prinsip Faktor Penyerapan Fotolistrik Ini adalah kurva tambahan yang diperoleh dari jendela tenaga-rendah. Pengukuran dengan sistem jendela digunakan untuk menentukan jumlah sinar gamma yang akan terkena penyerapan fotolistrik. Dari sini parameter Pe ditemukan yang merupakan karakteristik utama dari matriks batuan. Pe tidak begitu tergantung pada porositas dan kadar cairan dalam formasi. Satuan Pe dinyaakan dalam
10
jumlah elektron per atom (Z) dari formasi Pe Z
3.6
10.3 Interpretasi 10.3.1 Densitas Alat LDT mengirimkan pulsa-pulsa dari rangkaian elektronik sumbu-panjang (LS) dan sumbupendek (SS) ke komputer dipermukaan. Pulsa-pulsa diterima oleh komputer dan dihitung per interval waktu disebut cacah (count rate) biasanya CPS (Count per second) banyaknya cacah perdetik, cacah ini digunakan untuk menghitung densitas.`Hubungan antara cacah detektor sumbu panjang (LSCR) dan sumbu pendek (SSCR) dalam menghitung densitas adalah RHOBLS = ALS + BLS •log(LSCR) Konstan A dan B merupakan fungsi dari geometri alat, kekuatan RHOBSS = ASS + BSS •l og( SSCR) sumber radioaktif dan sensitivitas detektor Karena kedua faktor terakhir ini maka alat LDT perlu dikalibrasikan setiap bulan atau setiap 7 kali turun kesumur. Parameter lain yg dihitung pd permukaan DRHO = RHOBLS –RHOBSS dan RHOB = RHOBLS ± DRHOSS
Penentuan Porositas Bila densitas formasi Pb yang benar telah ditentukan, maka dapat dihitung porositasnya. Ketika mengukur densitas dari formasi, tidak hanya matriks formasi yang diukur, tetapi juga kadar cairan dalam ruang porinya. Krn densitas dari cairan formasi adalah berbeda dari densitas batuan, maka pembacaan densitas dari formasi berpori tidak sama dengan pembacaan densitas dari batuan yang sama tanpa ruang pori. Sehingga bila LDT mengukur densitas formasi, nilai dari densitas yang diukur adalah tergantung pads densitas batuan, jumlah ruang pori matriks, dan densitas dari cairan pengisi ruang pori. Ini mencerminkan porositas, karena porositas dinyatakan sebagai cairan yang berisi ruang pori. Sebelum porositas dapat ditentukan, harus diketahui terlebih dahulu densitas litologi dan densitas cairan yang terkandung dalam formasi. Untuk formasi bersihberpori dengan densitas batuan yang diketahui, Pma, diisi oleh suatu cairan dengan densitas rata-rata p f, densitas Pb adalah jumlah linier dr kontribusi densitas-densitas yg berurutan ρb = .ρ1+(1- )ρma atau krn pb dibaca langsung dari log, porositas 1 dpt dicari
ma b .Scr grafik persamaan ini ditampilkan dalam grafik Por-5. ma 1
10.3.1 Faktor Penyerapan Fotolistrik Aplikasi Pe adalah banyak sekali 1. Identifikasi batuan secara kualitatif dengan metode pintas 2. Evaluasi lempung tambahan 3. Mengenal adanya mineral berat didalam formasi 4. Deteksi rekahan dengan bantuan lumpur barite 5. Parameter penting pada program LDQL Sayangnya Pe sangat dipengaruhi lumpur barite dan tak dapat dikoreksi dengan tepat.. Secara praktis didalam interpretasi lebih sering digunakan istilah volumetric photolistrik absorption indeks U yang merupakan perkalian Pe dan densitas elektron U=Pe.ρe. atau pendekatan lainnya U= Pe. Ρb Spt halnya densitas persamaan U dalam hubungan dng porositas adalah Ulog = .Ufluida+(1-). Umatriks Ufluida bisa diabaikan krn nilainya kecil dibandingkan dng yg lain, maka U matriks yg tdk tergantung pd poro sitas dpt disamakan dng apparent matrix volumetric absorption index Umaa Umaa =Ulog / (1- ) Umaa bila digabungkan dng rma akan memberikan solusi yang baik untuk masalah litologi tiga-mineral. Lihat grafik segitiga CP-21. Litologi yg lebih kompleks dpt dngn tepat dijelaskan dng menggabungkan U dan Pb dng sonik At. Lihat tabel 10-2 untuk mineral-mineral umum. 10.4 Faktor-faktor yang mempengaruhi pengukuran Lubang jelek Walaupun dengan sistem 2 detektor, lubang yang jelek akan memberi pembacaan yang belum pasti. Pembacaan DRHO harus kurang dari 0.1 g/cc untuk meyakinkan kompensasi yang baik terhadap pengaruh lubang yang jelek, sehingga pengukuran densitasnya bagus. Kandungan-serpih Serpih mempengaruhi pengukuran densitas sebesar jmlh volumenya. Koreksi thd Hal 86 hilang Hidrokarbon Jika terdapat hidrokarbon maka densitas air p f dalam rumus mungkin perlu dirubah untuk memperoleh porositas Densitas. Lumpur Barite Dengan penampang penyerapan fotolistrik yang begitu besar, barite sangat mempengaruhi pengukuran Pe, dan menganggu aplikasi litologi. Barite dalam lumpur sering dapat dideteksi oleh penyimpangan yang tajam dari kurva Pe kearah kanan. Pada kenyataannya Pe dalam kondisi semacam itu menjadi indikator rekahan (fracture ) yang baik. 10.5 LDQL (LDT Quick Look) Komputer CSU menawarkan kemungkinan membuat analisa bersambung dari data yang diukur dengan LDT. Programnya disebut LDQL, singkatan dari LDT Quick Look. Program ini memberikan densitas butiran ρma, porositas tampak a dan indeks volumetrik fotolistrik tampak Umaa dengan menggunakan densitas ρb, porositas Netron N, dan faktor fotolistrik Pe. Kemudian LDQL menghitung persentasi dari 3 macam mineral yang dipilih dalam matriks dan memberikan output langsung dari 3 jenis gambar-silang: Umaa vs ρma, ρb vs N, dan Pe vs GR. Program ini berfungsi dng baik untuk formasi bersih campuran dng 3 jenis mineral atau untuk 1 mineral dng 2 mineral lempung yang lain. Data yang diperlukan meliputi log LDT, log CNL dan GR. Presentasi dari log - Kolom 1 mencakup densitas matriks, Pe, kurva mutu. - Kolom 2 dan 3 mencakup porositas tampak, porositas Netron dan porositas densitas.
Kolom kedalaman mencakup persentasi dari mineral 1 dalam bagian yang kering dari formasi, persentasi mineral 2 dan persentasi mineral 3. Persentasi volume V diperoleh dari penyelesaian persamaan-persamaan liner dibawah in. . ρmaa = V1 •ρ1 + V2 •ρ2 + V3 •ρ3 Umaa„ =V1• U1+V2• U2+V3• U3 -
U b sa maa 1 sa 1 sa
1=V1+V2+V3 dimana U maa
Contoh LDQL
Bab 12 Log EPT Teknik Baru Electromagnetic Propagation Tool (EPT) adalah sangat peka terhadap air, sedangkan alatalat porositas lainnya dipengaruhi oleh air dan hidrokarbon. Sehingga bila EPT dikombinasi-kan dengan log Densitas dan log Netron akan memungkinkan analisa lebih tepat untuk membedakan hidrokarbon dari air di daerah rembesan. Lihat Gambar 12.2. 12.1 Prinsip EPT EPT mengukur dua parameter formasi yang tidak tersedia sebelumnya. Suatu gelom-bang elektromagnetik UHF (1.1 GHz) dipancarkan ke formasi, waktu perambatan (tp dalam nano-second/ meter, ns/m) dan tingkat atenuasi (A dlm decibels/ m, dB/m) diukur pada 2 bh perangkat penerima yang berdekatan. Salah satu faktor penting yang mempengaruhi perambatan dari gelombang elektromagnetik didalam bahan adalah permiativitas dielektrik (dielectic permittivity) a dari bahan tersebut. Pada frekuensi tertentu permiativitas dielektrik dari setiap media adalah sebanding terhadap dipole permanen dari air, bukan terhadap isi dari garam-garam yang larut. Yang menarik dalam menghitung konstan dielektrik adalah kemampuan yang tinggi dari parameter ini dalam membedakan minyak dan air. Yang lebih menarik lagi adalah bahwa alat EPTbekerj a paling baik didalam air tawar dimana pendekatan resistivitas klasik justru kurang berhasil. Bantalan antena memuat sistem pemancar/penerima yang serupa dengan alat Sonik BHC, sehingga pengaruh kemiringan bantalan dapat dikompensasikan. Gelombang UHF merambat pada permukaan antara kerak-lumpur dan formasi. Kelajuanrambatan sepanjang permukaan ini ditentukan oleh permiativitas dari formasi. Satu putaran yang lengkap (dari Pemancar-penerima, seperti sistem BHC yang telah dijelaskan dalam seksi Sonik) dibuat setiap 1/60 detik. Resolusi vertikal dari EPT adalah 4 cm.-->Kedalaman investigasi EPT adalah dangkal antara 2 dan 15 cm, tergantung pada konduktivitas lumpur dan formasi. Gambar alat EPT Alat EPT adalah alat baru dari generasi CCS (Cable Communication System) dan sekarang dpt dikombinasikan dng LDT, CNL,GR atau NGT. Pada mikrolog dari alat PCD (Power Caliper Device) ju ga dpt dipasang untuk memberikan kur va-kurva mikro, spt MINV (Micro Invert) dan MNOR (Micro Normal Gambar 12.1 Bgn dr Sensor EPT, T1 &
T2 adlh Pemancar Gelombang Mikro, sedangkan R1 dan R2 adlh Penerima Gelombang Seperti halnya alat Sonik BHC, tidak ada kalibrasi lapangan untuk alat EPT, hanya beberapa prosedur teknis yang melibatkan pemeriksaan fungsi elektronik dari pemancar. 12.2 Interpretasi (Tabel 12-1) Karena alat EPT hanya membaca daerah rembesan, persamaan tanggapan waktu perambatan tp (tergantung litologi ) dapat ditulis tp (1 Vsh ).tp(ma ) Vsh.tp (sh ) .Sxo.tp ( w) .(1 Sw).tp (hy ) atau
tp tp .tp
penyelesaian terhadap Sxo
( ma )
( hy )
tp( ma) Vsh. tp( sh ) tp( ma )
. tp( w ) tp( hy )
dan persamaan untuk Atenuasi-A (tergantung litologi) A .Sxo. Aw Vsh . Ash atau
A Vsh.Ash . Aw
persamaan penyelasaian untuk Sxo
Perbandingan Y'EPr dengan prositas sesungguhnya (dari netron-densitas), juga dapat dipakai untuk
EPT
memberikan saturasi air daerah rembesan Sxo
Catatan untuk lumpur minyak (oil based mud): Jika Sxo = SW maka Sw = Sw(irr), dan Jika Sxo < SW maka akan terjadi produksi air Tabel 12-1 menunjukkan dan tp untuk persenyawaan petrofisika yang umum
Mineral Batuan Pasir
Konstante Dieletrik Relative 4.65
Tp (ns/m) 7.2
Dolomit
6.8
8.7
Gamping
7.5-9.2
9.1-10.2
Anhydrit
6.35
8.4
Gas Minyak
1.0 2.2
3.3 4.9
Air
56-80
25-30
12.3 Faktor-faktor yang mempengaruhi pengukuran 1. Kekasaran lubang bor dalam lumpur biasa. Tetapi tidak penting dalam Lumpur minyak. 2. Ukuran lubang: minimum 8-1/4" dengan pad ML, 6-1/2"tanpa pad ML. 12.4 Aplikasi alat EPT Tiga macam aplikasi utama dari EPT: 1. Penentuan sisa HC jika Rw tdk diketahui, tanpa memperhitungkan kadar garam air. 2. Mendeteksi keberadaan & gerakan dari hidrokarbon dlm hal minyak berat atau pasir tar. 3. Penentuan dari Sw(irreducible) dalam lumpur minyak (menggantikan log Rxo).
Gambar 12.2 Perbedaan pembacaan log di air dan hidrokarbon
Bab 13 Rt dari Alat-alat Resistivitas Di depan telah dibahas bahwa nilai Rt diperlukan untuk menyelesaikan persamaan kejenuhan. Alat-alat yang khusus dirancang untuk mencari Rt terdiri dari dua kelompok yaitu Leterolog dan Induksi. Yang umum dikenal sebagai log Rt adalah LLd, LLs, ILd, IL,n, dan SFL. Mari kita tinjau kembali kegunaan log Rt 1. Interpretasi pintas: deteksi terhadap hidrokarbon 2. Penentuan kejenuhan air Sw, 3. Penentuan diameter rembesan di 4. Penentuan resistivitas air Rw ditempat asal (insitu). Semua log resistivitas umumnya mencakup kurva Spontaneous Potential (SP) dan/atau kurva Sinar Gamma (GR). Kedua kurva ini berguna untuk menentukan reservoar potensial dan ketebalannya. Ini akan dipelajari pada bab terpisah. Dalam bab ini akan ditinjau prinsip kerja dan cara interpretasi dari alat-alat Rt. Juga akan dibahas bagaimana log RX0 digunakan untuk koreksi pengukuran terhadap rembesan lumpur, dan akhirnya bagaimana untuk memilih alat Rt agar memberikan hasil yang terbaik. Kita tidak akan membicarakan teknologi dari alat-alat tersebut. Karena hal itu akan dibahas pada bagian yang terpisah dari buku ini. 13.1 Leterolog 13.1.1 Prinsip dari leterolog-ganda DLT Alat DLT memfokuskan arus listrik secara lateral kedlm formasi dlm bentuk lembaran tipis. Ini dicapai dng menggunakan arus-pengawal (bucking current) yang fungsinya untuk mengawal arus utama (measured current) masuk kedlm for masi sedalam-dalamnya. Dng mengukur tegang an listrik yang diperlukan untuk menghasilkan arus listrik utama yg besarnya tetap, resistivitas dapat dihitung dengan hukum Ohm. Sebenarnya alat DLT terdiri dari 2 bag: satu bagian mempunyai elektroda yang berjarak sedemikian rupa untuk memaksa arus utama masuk sejauh mungkin kedalam formasi dan mengukur LLd, resistivitas leterolog dalam. Yang lain mempunyai elektroda berjarak sedemikian rupa membiarkan lembar arus utama terbuka sedikit, dan mengukur LLS, resistivitas laterolog Gambar 13.1 Prinsip Kerja Alat DLT dangkal. Hal ini tercapai karena arus yang dipancarkan adalah arus bolak-balik dengan frekuensi yang berbeda. Arus LLd menggunakan frekuensi 28 kHz, sedangkan frekuensi arus LLS adalah 35 kHz. 13.1.2 Interpretasi Sebagai pendekatan pertama, resistivitas-dalamLLd dapatdianggap sebagai Rt. Akan tetapi agar lebih tepat, kedua besaran LLd dan LLs perlu dikoreksi terhadap sejumlah faktor lubang bor grafik Rcor-2 Data yang diperlukan untuk koreksi resistivitas dangkal dan dalam adalah diameter lubang bor (dh) dari kaliper, resistivitas lumpur (Rm) dan resistivitas lapisan-bahu (Rs) pada temperatur formasi, kemudian koreksi terhadap: Tebal Lapisan - grafik Rcor-10 dan Rembesan - grafik Rint-9 Perhatian bahwa Rcor-2 dan Rint-9 terdr dr bbrp sub-grafik sesuai dng jenis alat leterolog DLS-B atau DLS-D/E, juga posisi dari alat tersebut (centered atau eccentered) Keterangan. mengenai jenis alat dan posisi alat saat logging dapat didapatkan dari kepala-log. Profil step-contact digunakan untuk interpretasi adalah yang paling sederhana, data kombinasi yang diperoleh dari tiga pengukuran dengan kedalaman pengukuran yang berbeda akan memungkinkan penyelesaian dari tiga bilangan anu yang tidak diketahui: di, Rt, dan Rxo/Rt. Secara grafik untuk Leterolog-ganda dipakai grafik Rint-9. Dampak Groningen pada kurva LLd Bila alat DLT mendekati formasi dengan resistivitas sangat tinggi atau selubung baja, bentuk arus DLT akan terpengaruh. Ini akan mengakibatkan pembacaan yang terlalu tinggi pada LLd. Pengaruh ini disebut Groningen effect.
DLT generasi baru telah dilengkapi dengan suatu rangkaian elektronik yang mampu mendeteksi dampak Groningen ini dengan menampilkan kurva LLg. Bila pembacaan LLg lebih rendah dari LLd, maka kemungkinan telah terjadi dampak Groningen. Dalam hal ini LLg yang digunakan untuk menghitung Rt menggantikan LLd. 13.1.3 Aplikasi DLT Leterolog-ganda menawarkan banyak kelebihan dibandingkan alat induksi lama: 1. Mampu memngukur resisitivitas dari dari 0.2 s/d 40.000 Ohms. _ 2. Dapat dikombinasikan dengan alat Rxo. 3. Dapat digunakan pada lumpur garam dengan kadar dari yang menengah hingga tinggi. 4. Memberi hasil yang baik dalam rasio kontras yang tinggi dari Rt/Rm. 5. Resolusi vertikal lebih baik dari pada alat induksi. Alat DLT dapat dikombinasikan dengan MSFL, sinar gamma dan SP. 13.1.4 Log Konfigurasi standar meliputi DLT-SRT-SGT untuk mendptkan kurva-kurva sbb 1. Leterolog Dalam LLd 4. Kaliper CALI 2. Leterolog Dangkal LLs 5. Sinar Gamma dan SP 3. Log Mikro Terfokus MSFL 6. Tegangan kabel Log dicatat dengan bentuk logaritma di kolom 2 dan 3, sehingga memberikan sensitivitas maksimum pada semua tingkat resistivitas. 13.2 Alat Induksi Alat Induksi ada bbrp jenis: IRT (Induction Resistivity Tool ), DIT-D (Dual Induction Tool jenis D) dan DIT-E (Dual Induction Tool jenis E ). Log yang dihasilkan mempunyai nama ynag berbeda. ISF untuk IRT, DIL untuk DIT-D dan PI untuk DIT-E. 13.2.1 Prinsip dari Alat Induksi Terfokuskan (Spherically-Focussed Induction ) ISF Sonde terdiri dari 2 set kumparan disusun dalam batangan fiberglass non-konduktif Suatu rangkaian osilator menghasilkan arus konstan ke kumparan pemancar. Dari hukum fisika kita pelajari bahwa bila sebuah kumparan dialirkan arus listrik bolakbalik akan menghasilkan medan magnet, dan sebaliknya medan magnet akan menimbulkan arus listrik pada kumparan. Sehingga arus listrik yang mengalir dlm kumparan alat induksi ini menghasilkan medan magnit di sekeliling sonde. (Gambar 13.2). Medan magnit ini menghasilkan arus-eddy (eddy current) didalam formasi disekitar alat sesuai dengan hukum Faraday. Formasi konduktif disekitar alat bereaksi seperti kumparan-kumparan kecil. Bisa dibayangkan terdapat berjuta juta kumparan-kumparan kecil didalam formasi yang mengalirkan arus eddy terinduksi. Arus eddy pd gilirannya menghasilkaan medan magnit sendiri yg dideteksi dng kumparan penerima. Kekuatan dari arus pada penerima adalah sebanding dengan kekuatan dari medan magnet yang dihasilkan dan sebanding dengan arus eddy dan juga konduktivitas dari formasi. Maka alat induksi disebut alat konduktivitas, sedangkan alat leterolog yang telah kita bahas didepan disebut alat resistivitas, walaupun kedua alat itu memberikan satu pengukuran akhir yang sama yaitu Rt.. Perbedaan ini perlu dimengerti denganbaik untuk menentukan jenis alat mana yang paling sesuai dengan kondisi lumpur dan formasi untuk program logging. Dapat dilihat dari gambar 13.2 diatas bahwa pada kumparan penerima sesungguhnya terdapat 2 jenis sinyal. Yang satu berasal dari interaksi dng formasi disebut sinya lR dan yng satu lagi merupakan pengaruh langsung dari kumparan pemancar disebut sinyal-X. Tentu saja kita tidak menginginkan sinyal-X ini karena tidak ada hubungan sama sekali dengan formasi yang diukur. Untungnya sinyal-R dan sinyal X mempunyai beda fasa sebesar 90', sehingga dengan rangkaian elektronika yang sedikit rumit kita bisa menekan sinyal-X dan hanya memngambil komponen sinyal-R saja Gambar 13.2 Prinsip Kerja Alat Induksi
Alat logging induksi yang terbaru disebut Phasor Induction justru menggunakan sinyal-X untuk memperbaiki sinyal-R, teknologi ini menghasilkan alat induksi yang ampuh sekali dalam memperbaiki resolusi dari alat induksi. Alat induksi akan mengubah sinyal yang diterima ke arus DC yang sebanding kemudian dikirim ke komputer dipermukaan. Kemudian komputer menterjemahkan sinyal DC ini ke nilai konduktivitas dan seterusnya diubah ke nilai resistivitas dalam Ohms. Sebagian dari sonde juga berisi beberapa elektroda dari sistem SFL dan elektroda SP. Prinsip kerja SFL mirip sekali dengan alat leterolog --> Alat induksi lain yait Induksi-Ganda (Dual-Induction) DIL yang berdasarkan pada prinsip yang sama, dan mengukur resistivitas induksi yang menengah maupun yang dalam. 13.2.2 Interpretasi 1. Sebelum mendapatkan nilai kuantitas untuk Rt, harus dibuat bbrp koreksi pd pembacaan log, LLd, ILm, SFL untuk pengaruh berikut lubang bor grafik Rcor-4 untuk ILd dan ILm lubang bor grafik Rcor-1 untuk SFL ketebalan lapisan grafik Rcor-5 ke 7 Data yang diperlukan meliputi diameter lubang bor dh dari kaliper, Rte, pada temperatur formasi, dan posisi alat (ditengah-tengah lubang atau berjarak dari dinding/stand-off ). Dan akhirnya kita dapat menggabungkan log RX0 dengan log induksi menengah dan dalam untuk mengoreksinya dan menyelesaikan untuk Rt, Rt/Rxo, dan dl. Ini berdasarkan pada asumsi dari profil step-contact dari rembesan. Grafik untuk log induksi adalah grafik Rint-1 sampai 5 tergantung pada kombinasi alat. Contoh Misalkan tdpt kondisi sbb: diameter lubang dh=16", stand off, S.O=1.5" dan resistivitas lumpur, Rm=0.1 Ohm, mk konduktivitas lumpur adlh:Cm=10.000 mmhos dan dari grafik Rcor-4 Gh = 0.003 -3 = 3. 10 Kontribusi dari lubang bor ke tanda total adalah Gh . Cm = 30 mmhos. Rt Ct Clog Rlog % Kesalahan 1 1000 1030 0.97 3 0.25 4000 4030 0.25 0 10 100 130 7.7 30 100 10 40 25 300 10000 0.1 30 33 >100000 Catatan bhw sinyal lubang bor kecil itu adlh tdk berarti kecuali kalau dibandingkan dng sinyal formasi. 2. Sekarang kita telah memiliki nilai-nilai dari pembacaan log yang telah dikoreksi, nilainilai ini dapat digabungkan dengan R,. yang telah dikoreksi untuk mendapatkan Rt. 13.2.3 Aplikasi alat DIL 1. Ciri khas dari alat DIL adlh dpt bekerja pd lumpur tak- konduktif seperti air dan Lumpur minyak. 2. Memberikan hasil yg lebih baik dlm formasi resistivitas rendah atau konduktivitas tinggi. 3. Dapat dikombinasikan dengan alat R,,0. 4. Untuk lapisan dengan ketebalan lebih dari 5-6 ft, dan tidak lebih dari 100 Ohms. 13.2.4 Log Konfigurasi alat yang standar meliputi alat-alat DIL-SLT-SRT-SGT, yang memberikan kurva-kurva berikut Induksi Dalam ILd Waktu Transit Sonik At Induksi Menengah ILm Kaliper dan SP Log terfokus (Spherically Focussed Log) SFL Sinar gamma GR Micro Spherically Focussed Log MSFL Tegangan Kabel Bentuk log induksi menggunakan kolom 2 dalam skala logaritma, dan kolom 3 dalam skala linier untuk bagian Sonik. 13.3 SFL 13.3.1 Prinsip dari SFL Sistem SFL adlh satu set dr elektroda pd sonde Induksi. Sistem ini ber operasi dng model yang serupa dengan Leterolog kecuali fokusnya lebih dangkal. Sinyalnya juga dirubah ke arus DC yang sebanding dengan konduktivitas, dan dikirim ke komputer. 13.3.2 Interpretasi Pembacaan log harus dikoreksi terhadap pengaruh-pengaruh dibawah ini lubang bor grafik Rcor -1 ketika dipakai dalam hubungannya dengan alat Induksi-Ganda, grafik Rint-2c akan memberikan penyelesaian di dan Rt.
13.4 Menggunakan RXO untuk mengoreksi Rt Keberadaan 3 jenis pengukuran resistivitas yg bersamaan dng kedalaman investigasi yang berbeda akan memberikan solusi dr 3 variabel Rt, RXO, dan di. Umumnya untuk kombinasi Leterolog Ganda-MSFL, dipakai grafik Rint-9 untuk mencari di dan Rt. Catatan bhw data seharusnya tlh dikoreksi thdp pengaruh kondisi lubang bor sebelum bisa diterapkan ke grafik ini. Dalam kasus kombinasi dari Induksi-MSFL, grafik Rint-5 yang dipakai. 13.5 Perbandingan Induksi-Leterolog Kita telah mempelajari bahwa alit Induksi lebih tepat untuk resistivitas rendah hingga menengah, dan alat Leterolog untuk resistivitas menengah hingga tinggi. Tetapi alat mana yang sesuai untuk mendeteksi hidrokarbon? Gunakan grafik gambar 13.3. Di daerah dimana keduanya dianjurkan, pilihlah alat dimana resistivitas rendah adalahyang terbaik dilihat oleh Induksi, dan resistivitas tinggi oleh Leterolog.
Gambar 13.3 Pemilihan Jenis Pengukuran
Bab 14. Rxo dari Alat Mikro Telah diketahui bahwa RXO berguna untuk koreksi pengukuran Rt. Kita akan pelajari satu kelompok log yang dikenal sbg log RXO. Log ini dirancang khusus untuk menyelidiki lapisan rem-besan yg hanya bbrp inci dr lubang bor. Jenis log RXO adlh: PL, MLL, MSFL, dan Microlog lama. Dibawah ini adalah peninjauan kembali dari bermacam-macam kegunaan dari log RxO: Dalam hubungan dengan log Rt memberikan penentuan dari - hidrokarbon yang dipindahkan - porositas formasi bersih - resistivitas filtrasi lumpur Rmf - resistivitas lumpur Rm - ketebalan dari kerak lumpur hmc dan koreksi - log Rt terhadap pengaruh rembesan - log porositas tehadap pengaruh hidrokarbon Microlog adlh alat yg paling unggul untuk penentuan lap permeabel dan ketebalan kerak-lumpur. 14.1 MSFL MSFL biasanya dikerjakan dalam kombinasi dengan alat Induksi atau Leterolog.Alat SRT yang menghasilkan kurva ini juga dapat dikombinasikan dengan alat Sonik dan alat Sinar Gamma. 14.2 Mikrolog Microlog adalah alat yang sangat tua dan merupakan alat jenis bantalan yang pertama. Alat mikrolog jenis baru disebut PCD (Powered Caliper Device) dikerjakan dalam kombinasi dengan EPT, keduanya memiliki resolusi vertikal yang sangat tinggi. 14.2.1 Prinsip 2alat jarak-pendek dng kedalaman investigasi yang berbeda akan memberikan pengukuran thdp resistivitas kerak-lumpur dan formasi yg berada sedikit dibelakang kerak lumpur. Bantalan karet (rubber pad) mikrolog yg berisi 3 bush elektroda kecil di susun scr vertikal dng jarak 1 inci, satu dng lainnya ditekan menempel dinding sumur. Dari elektroda-elektroda ini dihasilkan kurva mikroinverse 1"x1" (R1"x1"), dan mikro normal 2" (R2"). Dng dmkn perbedaan pem bacaan antara 2 kurva mikrolog tsb akan memberikan indikasi adanya kerak lumpur, dng kata lain bila terdpt kerak lumpur pasti telah Gambar 14.1 Penampang Bantalan Mikrolog terjadi rembesan filtrasi lumpur, jadi formasi tersebut adalah permeabel. Pada saat filtrasi lumpur bor masuk ke formasi permeabel, kerak-lumpur akan terbentuk. Resistivitas dr kerak-lumpur kira-kira sama dng atau sedikit lebih besar dari resistivitas lumpur. Biasanya dianggap lebih kecil dr resistivitas di daerah rembesan yg berdekatan dng lubang bor. 2" mikronormal mempunyai kedalaman investigasi yang lebih besar dr pd mikroinverse 1"x1", shng tdk banyak dipengaruhi oleh kerak-lumpur. Bila membaca resistivitas yang lebih tinggi, akan menghasilkan pemisahan yang positif. Untuk kerak-lumpur dng resistivitas yg rendah, kedua alat akan mengukur resistivitas yang pantas, biasanya dari 2 hingga 10 kali Rm. 14.2.2 Interpretasi Pemisahan positif di lapisan permeabel dan bukti adanya kerak lumpur oleh alat kaliper akan menunjukkan permeabilitas. Akan tetapi tidak dapat disimpulkan permeabilitas secara kuantitatif . Bila tidak ada kerak-lumpur, mikrolog dapat memberikan informasi berguna seperti keadaan lubang bor atau litologi, tetapi tidak dapat diinterpretasikan secara kuantitatif. Pada kondisi lubang yang baik, nilai RX0 dapat dicari dari Mikrolog dengan menggunakan grafik Rxo-1. Data yang diperlukan meliputi resistivitas kerak-lumpur Rmc pada temperatur formasi, dan ketebalan kerak lumpur hmc dari kaliper. Batasan-batasan - Rxo/Rmc < 15 (porositas > 15%) - hmc tidak lebih besar dari 1/2 inci - kedalaman rembesan > 4 inci, bila tidak maka Mikrolog akan dipengaruhi oleh Rt.
14.1.1 Prinsip MSFL Serupa dng alat mikrolog, pengukuran terhadap MSFL dibuat dng sebuah bantalan elektroda khusus yang ditekan ke dinding lubang bor dengan bantuan sebuah kaliper. Pada bantalan tersebut dipasang suatu rangkaian bingkai-bingkai logam yang konsentrik (Gambar 14.2) disebut elektroda yang mempunyai fungsi memancarkan, mefokuskan dan menerima kembali arus listrik yang hampir sama seperti cara kerja elektroda Leterolog. Karena bantalannya kecil dan susunan elektrodanya berdekatan, maka hanya beberapa inci dari formasi dekat lubang bor yang diselidiki. Sehingga kita akan mempunyai suatu pengukuran dari resistivitas didaerah rembesan. Pengukuran terhadap diameter lubang secara bersamaan oleh kaliper yang merupakan bagian tak terpisahkan dari alat MSFL. 14.1.2 Interpretasi Krn kedalaman investigasi MSFL begitu kecil, maka pengaruh dari kerak-lumpur tidak bisa diabaikan, shg koreksi thdp pengaruh kerak lumpur diperlukan untuk memperoleh Rxo yang benar. Ini dilakukan dengan grafik Rxo-2 MSFL. Data yang diperlukan : resistivitas kerak-lumpur, Rmc pada temperatur formasi, dan ketebalan kerak-lumpur hmc dari kurva kaliper Peringatan : Harus diingat bahwa alat MSFL mrpkan alat yang memancarkan arus listrik kedalam formasi sehingga diperlukan lumpur konduktif. Ini tidak dapat dilakukan dlm lumpur minyak. Sehingga hidrokarbon yang pindah tidak dapat ditentukan dalam lumpur minyak dengan alat ini. Alat-alat mikro yang lama meliputi Proximity Log (PL), dan Microleterolog (MLL) bisa dikerjakan bersama-sama tetapi tidak dapat dikombinasikan dengan alat-alat Rt. Mereka bekerja dengan prinsip yang sama dan memerlukan koreksi kerak-lumpur yang sama (grafik Rxo-2). . Gambar 14.2 Gambar skematis alat MSFL Penampang Bantalan MSFL Peringatan : Harus diingat bhw alat MSFL mrpkan alat yang memancarkan arus listrik kedalam formasi sehingga diperlukan lumpur konduktif. Ini tidak dapat dilakukan dalam lumpur minyak. Sehingga hidrokarbon yang pindah tidak dapat ditentukan dalam lumpur minyak dengan alat ini. Alat-alat mikro yang lama meliputi Proximity Log (PL), dan Microleterolog (MLL) bisa dikerjakan bersamasama tetapi tidak dapat dikombinasikan dengan alat-alat Rt. Mereka bekerja dengan prinsip yang sama dan memerlukan koreksi kerak-lumpur yang sama (grafik Rxo-2).
Bab 15 Interpretasi Pasir Serpihan Kenyataan Perlu diingat bahwa log porositas (ρb, N) dikalibrasi dalam satuan porositas gamping. Porositas gamping ini dapat dirubah ke porositas batupasir atau dolomit dengan bantuan grafik. Apapun jenis litologinya, perhitungan terhadap porositas hanya benar untuk formasi bebas-serpih (formasi bersih) dan formasi kandung-air tanpa hidrokarbon. Jika dijumpai serpih atau hidrokarbon, koreksi tambahan harus dibuat untuk mendapatkan porositas dan kejenuhan air yang benar. 15.1 Pengaruh Serpih
a.Rw m
Dpt dilihat bhw persamaan Archie untuk formasi bebas-hidrokarbon yg bersih adalah: Rt
Untuk gamping, batupasir dan mineral karbonat dengan rekahan, persamaan diatas masing-masing dpt
Rw 0,81.Rw Rw Rt Rt 1to 5 Semua rumus diatas dijabarkan scr eksperi2 2
dituliskan sbb: Rt
men saja. Jika hidrokarbon ditambahkan pada batuan, porositasnya berkurang menjadi -SW , rumus
a.Rw a.Rw atau realisasinya adlh : Rt m m .Sw n .Sw
diatas dapat ditulis dalam bentuk Rt
Dari hubungan ini kita dapat menentukan kejenuhan air (Sw) yang tidak scr langsung dpt diukur oleh alatalat logging. Persamaan ini dpt ditulis dlm bentuk lain
1 m / 2 .Sw n / 2 Jika tdpt lempung, mk Rt a.Rw
persamaan kejenuhan hrs dirubah. Suatu persamaan yg dianjurkan krn memberikan hasil baik dlm banyak hal adlh Persamaan Kejenuhan Indonesia yg klasik
m/2 n/2 Vcl 1 Vcl 1 2 .Sw n / 2 .Sw Rt Rcl a.Rw m/2 Vcl 1 Vcl 1 2 . .Sw n / 2 Rt Rcl a.Rw
15.2 Penentuan Rw Lihat pada bab dengan nama yang sama untuk lebih rinci. 15.2.1 Metode Rasio Pada formasi bersih
Rxo Rmf Rt Rw
Sw . Rasio Rxo/Rt menjadi maksimum Sxo
bila Sw = Sxo = 1 (SW menurun lebih cepat dr pada Sxo). Bila formasi hanya mengandung air, maka Sw = Sxo = 1, persamaan di atas bisa ditulis sbb:
Rxo Rmf Rt Rw Rmf . Rt Rw Rxo
15.2.2 Gambar silang Gambar-silang antara resistivitas Rt dan porositas (1 /Rt vs ρb, N, t) pd
a .Rw 2
formasi bersih menghasilkan Rw berdasarkan hubungan Rt
15.2.3 SP Penentuan Rw dng SP pd lapisan berlempung umumnya tidak selalu dpt dihandalkan. Dipakai sbg perbandingan. 15.3 Rt dan Rxo Lihat pd bab Rt dan RX0 untuk lebih rinci. Ingat bhw:LLd#Rt LLd#Rt MSFL#Rxo Pakai grafik-grafik dari bagian Rint dari buku grafik untuk koreksi thdp pengaruh rembesan. 15.4 Indikator-indikator Lempung Indikator lempung didapat dengan cara kalibrasi tanggapan dari alat porositas antara titik bersih (bebas serpih) dan titik serpih. Ini dilakukan dengan cars sedemikian rupa sehingga pengaruh lubang yang lain akan cenderung untuk menaikkan nilai dari Vsh yang dihitung. Ada 2 cara untuk menentukan koreksi thdp serpih yi: scr grafik dan dng rumus. Dari indikatorindikator lempung apa saja, nilai minimum dari Vsh adlh yg paling mendekati kebenaran. Ada 2 kelompok indikator lempung yi: indikator kurva-tunggal dan indikator kurva-ganda(gambar silang). 15.4.1 Indikator kurva-tunggal Indikator kurva-tunggal yg klasik adlh Sinar Gamma, SP, Netron dan Resistivitas 15.4.1.1 GR Yang paling populer dari indikator kurva-tunggal adalah log Sinar Gamma. Teknik yang
GR GRbersih GRserpih GRbersih
serupa dapat digunakan untuk kurva-kurva lainnya seperti Sonik, dll. Vsh
15.4.1.2 SP Dng SP, interpolasi scr langsung juga digunakan
SPbersih SP Vsh Indikator SPbersih GRserpih
SP akan memberikan hasil Vsh terlalu tinggi pada lapisan berhidrokarbon. 15.4.1.3 Netron
Dng pendekatan yg sama log Netron memberikan
N N min Vsh N serpih N min
Indikator Netron pd khususnya bekerja dng baik dlm formasi dng porositas rendah dan dlm reservoar gas yg jenuh. 1/ b
Rcl R lim Rt 15.4.1.4 Resistivitas Dng resistivitas, rumus yg dianjurkan adlh Vsh . Suatu Rt R lim Rcl transformasi digunakan untuk menyelesaikan rumus ini spt diuraikan dlm buku Essentials, hal 35. 15.4.1.5 NGT Sbg tambahan, NGT memberikan indikator lempung yg paling baik. Lihat bab Sinar GR. 15.4.1.6 LDTLDT yg memiliki kurva Indeks Volumetrik Penyerapan Fotolistrik U menawarkan kemungkinan indikator lempung yg lain. Persamaan umumnya adalah U ≈Pe• ρb = (1- -Vcl)•Uma+ . •Sxo • Uf + •( 1-Sxo)•Uh+Vcl• Ucl .........................(1) Bagian • xo• Uf dapat diabaikan jika formasi terembes oleh air segar (koreksi hanya diperlukan untuk lumpur yang sangat asin). Demikian juga • ( 1-Sxo) • Uh selalu dapat diabaikan krn Uh < 0.12. Setelah menghilangkan komponenUf dan Uh, persamaan (1) yang digunakan scr langsung dpt memberikan indikator
U (1 ).U ma U cl U ma
lempung tambahan U ≈(1- -Vcl)• Uma +Vcl• Ucl --> Vcl
15.4.1.7 Penentuan jenis lempung melalui gambar-silang Adalah berguna untuk mengetahui jenis dari lempung untuk pemahaman geologi tahap pengendapan. Cara pintas mungkin tidak jelas dalam membedakan kaolinite dan montmorillonite. Alat LDT dapat membantu menentukan jenis lempung bila dikombinasi dengan informasi yang didapat dari alat-alat logging lain. Khususnya bila log NGT juga tersedia, maka gambar-silang dari Pe vs Th, Pe vs K, dan Pe vs Th/K sangat membantu dalam penentuan jenis lempung. 15.4.2 Gambar-silang Indikator kurva-ganda yg paling efektif adlh Gambar-silang Densitas-Netron Pakai garis matriks minimum yg berbeda untuk gas, minyak dan air. Gambar-silang Densitas-Sonik Pakai gambar-silang Densitas-Sonik jika litologi dan kadar air tidak diketahui. Hasil gambar-silang akan terpengaruhi jika lubang sumur jelek. Contoh Perhatikan grafik gambar 15.1. Misalnya suatu matriks batupasir (dengan ρma = 2.65 g/cc) yang sederhana. Satu titik data log (A) dapat ditunjukkan pada gambar dengan koordinat N dan ρb. Dengan cara yang sama, dapat dicari titik lempung (C) dan menggambarkannya pada grafik. Koordinatnya adalah pembacaan terhadap log di titik dimana kita pilih sebagai titik lempung yang representatif pada log untuk lapisan yang dipelajari. Contoh dari koreksi lempung secara grafik 1. Tentukan titik lempung (C) dengan koordinatnya, misalnya ρb= 2.45 g/cc dan N = 50%. 2. Gambar garis-garis porositas yang paralel dengan garis porositas-nol, yang menggabungkan titik matriks dengan titik lempung. Mereka melalui nilai-nilai porositas pada garis batuanpasir. 3. Gambar garis-garis lempung. Garis lempung-nol menggabungkan titik matriks ke titik air (ρb = 1, N=100%), yang jatuh diluar grafik. Bagikan garis porositas nol dalam persen dari volume lempung, misalnya setiap 10%. Garis-garis lempung menggabungkan titik-titik itu pada titik air. Mereka bukan garis-garis paralel. 4. Gambar titik data A (ρb = 2.20 g/cc dan N 33%). Dimisalkan formasi batupasir berlempung, dan tidak ada koreksi thdp hidrokarbon mk dalam sistem sumbu porositas Vcl titik A mempunyai porositas sebesar 23% dan kadar lempung (Vcl) sebesar 16%. Kemudian buat garis dari titik lempung C melalui titik A ke titik X sedemikian rupa shg AX/CX = Vcl. Titik X ini adlh titik bersih (yang sudah dikoreksi terhadap lempung). Catatan bhw titik X hanyalah merupakan (1-Vcl)% dari total formasi, shg porositas yg didapat dr cara diatas hrs dikalikan dng (1VcI) untuk mendptkan porositas benar. Cara perhitungannya adlh berdsrkan pd persamaan yg diturunkan untuk log porositas. Persamaan-persamaannya adlh: Untuk Netron N = Nclean - (1 - Vcl) + Ncl. Vcl0
N N cl .Vcl N clean ( Ncl adlh pembacaan porositas Netron di lempung) dan serupa buat (1 Vcl ) n bcl .Vcl Densitas ρb = ρb.clean •( 1- Vcl) + ρb,cl - Vcl bclean Nilai ρb,bersih dan (1 Vcl ) N,bersih kmdn dpt digambar pd gambar-silang Densitas. Netron, untuk mendptkan porositas benar scr langsung.
Gambar 15.1. Catatan: Posisi titik A dlm gambar ini adlh sedemikian rupa shg rasio jarak XA/XC = 16/100 atau 16% sesuai dng volume lempung. Titik X adlh titik'bersih' krn komponen lempung sudah dihilangkan. Porositas titik X sekarang adlh 26%, akan tetapi karena titik X hanyalah merupakan (1-Vcl)% dad total volume formasi, maka porositas dari formasi berlempung yang sebenarnya adalah 0.26 x (1-0.16) =22%.
15.5 Koreksi hidrokarbon Koreksi thdp hidrokarbon dibuat dlm formasi bersih, yi: setelah dilakukan koreksi thdp lempung. Jumlah dari koreksi yang akan diterapkan pada pembacaan log ditandai dengan simbol A .Secara grafik, koreksi hidrokarbon terutama gas diperlihatkan pada gambar 15.3. 15.5.1 Koreksi densitas ρb=1. 07. • Sw, . [ ( 1. 11-0. 15P) • ρmf-1. 15ρh] dimana P adalah salinitas filtrasi dalam ppm/106.
15.5.2 Koreksi CNL N A. .S hr .
1 P .mf 1.67 h 0.17 1 P .mf
dimana A adalah faktor yang
berhubungan dengan kedalaman investigasi dari CNL yang dibandingkan dengan alat Densitas. A=1 untuk lapisan minyak, A = 1.3 untuk lapisan gas dengan porositas tinggi. Contoh dari koreksi hidrokarbon Diketahui dari pembacaan log: ρb=2.3, N=20%, Rxo=20, ρmf=1, P=O, Rmf=0.4 dan ρh=0.5 1. Cari porositas pintas dari gambar-silang Densitas-Netron Caranya : Gunakan grafik Por-5 untuk mengubah densitas ρb = 2.3 ke porositas, didapat D = 24%. Sehingga porositas pintasnya adalah ( D+ N)/2 = 22%. 2. Hitung Shr Caranya: Pakai rumus Archie. 1 Rxo Rmf .
Sxo
1 Sxo 2 .
Rmf 0.4 0.65 Shr 1 Sxo 0.35 2 2 Rxo. 20. 0.22
3. Koreksi Densitas 1. ρb =1.07..Sw.[(1.11-0.15 P). ρmf -1.15 ρb] =1.07x 0.22 x 0.35.[(1.11- 0) x1–1.15 x 0.5} 2. ρb =2.3 + 0.044 = 2.344 g/cc jadi ρbCORR= 2.3 + 0.044 = 2.344 g / cc 4. Koreksi Netron
N A..Shr.
(1 P ) mf 1.67 b 0.17
1 P .mf
1.0.22.0.35. N
(1 0).1 1.67.0.5 0.17 =0.226 1 0 .1
Jadi NCORR = 0.20 + 0.026 = 0.226 Kemudian ρbCORR dan NCORR dimasukkan ke dalam grafik Densitas-Netron, didapat maCORR = 2.73 g/cc 15.6 Perkiraan dari Densitas Hidrokarbon Bila Shr telah ditentukan, maka dapat dicari densitas hidrokarbon ρh dengan bantuan grafik CP10. Pada sumbu ordinat diperlukan rasio dari porositas Densitas dan Netron yang telah dikoreksi terhadap pengaruh serpih Bila litologi tidak diketahui dengan pasti, maka ph diperkirakan terlebih dahulu untuk kasus ekstrim (misalnya batuan dianggap 100% pasir dan 100% dolomit) kemudian diambil nilai tengah dan dilakukan koreksi berulang terhadap hidrokarbon untuk meyakinkan litologi dengan lebih baik, sehingga diperoleh Ph yang lebih baik Contoh dalam reservoir gamping-dolomit. Dari pembacaan log: Pb = 2.1 . N = 15%, Rxo = 4 dan Rmf = 0.1 pada BHT. Dua kasus ekstrim ditinjau 1. Reservoir itu hanya terdiri dari batuan gamping Cara penyelesaiannya: Dng grafik Por-5 konversikan ρb=2.1 g/cc ke porositas gamping, diperoleh D=36%. Karena porositas netron = 15%, maka dengan menggunakan grafik CP-9 didpt porositas pendekatan pertama = 34% ( 1 dari CP-9). Sxo
2.
Rmf = 0.52 Shr =1- Sxo = 0.50 dng Rxo.2
CP - 10 didapat: ρh=0.3g/cc Reservoar itu hanya terdiri dari batuan dolomit Cara penyelesaiannya: Dng grafik Por-5 konversikan ρb=2.1 g/cc ke porositas dolomit diperoleh D = 41%. Krn porositas netron =15%, mk dng menggunakan grafik CP-9 didpt porositas
Rmf = 0.52 Shr=1-Sxo = 0.48 Rxo.2
pendekatan pertama = 34% ( 1dari CP-9). Shr
dengan CP -10 didapat: ρh=0. 15g/ ccDi lapisan ini kita menggunakan ρh, = 0.2 g/cc. Jika litologi sudah diketahui, kita dapat menghitung ρh dengan lebih tepat lagi. 15.7 Ringkasan-grafik dari Interpretasi Shaly Sands Lihat ringkasan-grafik (flow-chart) terlampir, yang merupakan ringkasan kejadian-kejadian yang berurutan dari interpretasi pasir-serpihan yang telah kita bahas di dalam bab ini: 15.7.1 Metode 1. Pilih pembacaan log ditempat yang baik dan mewakili. 2. Buat semua koreksi terhadap kondisi lubang bor. 3. Evaluasi VCL dan buat koreksi serpih pada log- porositas. Untuk Densitas ρbCORR = ρb + VCL. (ρma - ρCL,) Atau dalam bentuk porositas DCORR = D - DVCL
ma CL dan untuk Netron Ncorr = N - VCL - NCl ma mf
Dimana DCL
NCL adalah porositas Netron lempung 4. Masukkan ke CP-9 untuk mendapatkan 01. Secara matematis bisa dituliskan = ( 1- 0.10 x Shr) 1=2x Ncorr + 7 x Dcorr 1• Grafik CP-9 adalah penyelesaian secara grafik dari persamaan diatas. Di lapisan bersih, tentukan ρh dengan bantuan CP-10. 5. Dengan 1, VCL dan RX0 diketahui, sekarang gunakan persamaan Indonesia untuk S X0 dan menghitung Shr
1 R XO
V m 1 CL 2 V 2 CL RCL a.RW
.S n Shr =1 - SXO W 2
6. Masukkan ke CP-9 dengan Shr yang baru diperoleh untuk mendapatkan porositas benar. 7. Dengan porositas benar yang baru diperoleh, selesaikan SW dengan persamaan Indonesia V m 1 CL 2 V 2 CL Rt RCL a.RW
1
.S n W 2 Ringkasan-grafik
Bab 16 Interpretasi Model Dua Air Latar Belakang Pada tahun 1968 Waxman dan Smits berdasarkan studi teoritis dan experimen di labo ratorium memperkenalkan hubungan antara saturasi dan resistivitas untuk formasi serpihan yang mengkaitkan konstribusi resistivitas dari serpih (relatif terhadap resistivitas dari formasi) thd CEC (Cation Exchange Capasity) dari serpih. Akan tetapi hasil studi Waxman-Smits ini terlalu teoritis krn pd saat itu pengukuran in-situ parameter CEC batuan belum dapat dilakukan, oleh sebab itu pada tahun 1977 Clavier dan kawan-kawan mengembangkan model dua-air (Dual Water Model) sebagai suatu solusi yang lebih praktis. Prinsip Model Dua Air Pada dasarnya model dua-air menganggap bhw formasi serpihan adalah formasi bersih dengan porositas, susunan butiran dan kandungan fluida yang sama, kecuali air yang terkandung nampaknya lebih konduktif dr yg diharapkan dibandingkan salinitas kesuluruhannya. Kelebihan konduktivitas ini disebabkan oleh tambahan ion-ion positif (Na+,K+, Ca++) yang terikat pada lapisan difusi disekeliling kristal lempung. Kation-kation ini diperlukan untuk mengimbangi kelainan listrik yang terjadi didalam kristal lempung itu. Jumlah ion pengimbang ini menyusun apa yang disebut CEC. 1. Secara ringkas model dua-air ini menerapkan tiga dalil yaitu: (Gambar 16.1) 2. Konduktivitas dari lempung disebabkan oleh parameter CECnya. 3. CEC dr lempung murni adlh sebanding dngn luas penampang dari lempung. 4. Didlm larutan garam, anion ditarik keluar dr lapisan air yg mengelilingi permukaan kristal lempung. Ketebalan dr lapisan ini bertambah dng menurunnya salinitas dr larutan itu sam pai pd batasan tertentu. Ketebalan ini juga merupakan fungsi dari temperatur.
Gambar 16.1. Lapisan tipis dr air tanpa-garam ini (air lempung) memegang peranan penting krn kristal lempung 3 mempunyai permukaan yg relatif luas sekali mencapai 6300 acres/ft , bandingkan dng luas permukaan 3 butiran pasir yg hanya 0.1-0.2 acres/ft , mk volume dr air lempung tdk bisa diabaikan begitu saja. Secara singkat, model dua-air mengatakan bahwa formasi serpihan dapat dianggap sebagai formasi bersih dengan mengandung dua jenis air: 1. Air yang berasosiasi dengan lempung, disebut air-ikat dengan konduktivitas CWb. Air-ikat ini tidak dapat diproduksikan karena merupakan bagian dari lempung. 2. Air lain yang berasosiasi dengan batuan lain kecuali lempung disebut air-bebas. Karena mineral lempung (lempung kering) dapat dianggap tidak menghantarkan listrik, mk lempung dpt diperlakukan spt mineral lain. Scr skematis kita dpt menggambarkan formasi serpihan dengan model dua-air dalam Tabel 16.1. Zat Padat Matriks Matriks
Lanau
Lempung kering
Cairan/fluida Air-ikat
Serpih
Air-bebas
Hidrokarbon
Porositas Efektif Porositas Total
Tabel 16.1. Model Dua Air Dengan asumsi bahwa formasi serpihan itu bisa dianggap sebagai formasi bersih, maka hukum saturasi air Archie dapat berlaku, walaupun perlu dimodifikasi untuk mengakomodasikan air-ikat. Persamaan
tm .S wtn Archie bila ditulis dlm bentuk konduktivitas adlh: Ct .C we ………. . ( 16-1) a dimana: a, m, dan n adalah konotasi persamaan Archie yang kita sudah pelajari sebelumnya. Ct adalah konduktivitas dari formasi ash (Ct adalah kebalikan dari Rt ) Cwe adalah konduktivitas ekivalen dari air yg tdpt dlm ruang kosong batuan. Perhatikan bahwa , & Sw, menyatakan volume total termasuk volume yg berisi air-ikat dan air-bebas.
Vw .C w Vwb .C wb ………. . ( 16-2) Vw Vwb
Persamaan 16-1 sekarang dituliskan sbg: C we
dimana Vw dan Vwb adalah volume keseluruhan dari air-bebas dan air-ikat dengan konduktivitas Cw dan Cwb. Dalam bentuk saturasi air, persamaan 16-2 dapat ditulis sebagai:
.(S S wb ).(C w t .S wb .C wb Cwe t w .C we ………. . ( 16-3a) t .( S w S wb ) t .S wb S wt S wb S wb .C w .C wb S wt S wt
atau Cwe
S S wt
atau C we C w . wb . C wb C w
...............(16-3b)
……………………. . ( 16-3c)
dimana Swb adlh saturasi air-ikat yi: bag dr total volume ruangan kosong batuan yg terisi dng air-ikat.
tm .S wtn Swb Dng menggantikan Cwt rmss 16-1 menjadi: Ct . Cw . C wb C w .....(16-4) a Swt Porositas dan saturasi dr formasi bersih didpt dng mengurangi bag volume dr air ikat (•Swb). Mk porositas efektif adlh: = ………………. ( 16-5) 1.(1 –Swb)
S wt S wb … 1 S wb
dan saturasi air adalah: S w
……………. ( 16-6)
Kesimpulan 1. Untuk mengadakan evaluasi formasi serpihan dengan model dua-air diperlukan empat parameter yaitu Cw (atau Rw), Cwb (atau Rwb), t dan Swb 2. 1, dpt dicari dengan menggunakan gambar silang netron-densitas. 3. Swb didpt dr bbrp pengukuran indikator lempung seperti yang dijelaskan dalam bab-15. 4. Rw didpt dr berbagai sumber spt yg dijelaskan dlm bab-bab sebelumnya. Rwb dicari dr pembacaan resistivitas dilapisan 100% serpih. Kedua parameter ini biasanya ditentukan oleh seorang Log-Analyst berdasarkan pengetahuan dan pengalaman suatu lapangan. Cyberlook Model dua-air dipakai pd komputer lapangan CSU sejak th 1978, dikenal sbg Cyberlook. Salah satu masalah yang dihadapi oleh persamaan saturasi (16-6) model dua-air adalah bhw bila SWb = SW,=100% mk scr matematis persamaan (16-6) tidak berfungsi. Masalah ini diatasi oleh Cyberlook dng pendekatan yg lain yi: dng membandingkan rasio resistivitas formasi mengandung air 100% dng resistivitas formasi total: Sw Dimana Ro
Rwf .Rwb
Rw .......... (16-7) Rt
. S wb .Rwf 1 S wb .Rwb 2 t
………………( 16-8)
Rwf. pada prinsipnya sama dengan Rw hanya istilah Rwf digunakan untuk membedakannya dng resistivitas air-ikat RWb. Untuk mengerti program Cyberlook dng rinci, silahkan membaca dokumendokumen bersangkutan yg bisa diperoleh pd kantor-kantor Schlumberger terdekat. Model dua-air juga dipakai pd Model VOLAN (Volumetric Analysis), GLOBAL dan ELAN (Elemental Log Analysis), ini akan dibahas pada bab berikutnya.
Bab 17 Interpretasi dengan Komputer 17.1. Pendahuluan Kelebihan interpretasi dng komputer adlh bhw suatu evaluasi thdp data sumur dpt dilaku- kan: scr berkesinambungan lebih akurat hemat waktu untuk model yang kompleks Dengan makin majunya teknologi komputer, program-program analisa log juga menjadi lebih canggih dan mudah dioperasikan. Didalam bab ini akan dibahas scr singkat sejarah perkem bangan CPI (Computer Processed Interpretation) terutama yg dikembangkan oleh Schlumberger, baik yang tersedia pada komputer besar maupun komputer PC. 17.2. Proses CPI
Field tape, pita data magnetik dr lapangan, biasanya berbentuk reel tape (pilihan lain adalah DAT, TK50, cartridge tape atau disket PC) dlm format LIS atau DLIS dng kerapatan 800, 1600 atau 6250 BPI (Bit Per Inch) untuk jenis reel tape. Loading, proses pemindahan data dari pita magnetik ke hard-disk komputer dengan hanya memilih file/informasi yang diperlukan. Data Editing, proses penyuntingan data, koreksi terhadap perbedaan kedalaman dan perbaikan terhadap data yang rusak misalnya cycle skiping dari kurva sonik. Pre-processing, trdr dr rangkaian proses koreksi data krn pengaruh lubang bor thdp semua jenis pengukuran mulai dr GR, SP sampai dng densitas-netron dan pencarian harga Rt, RX0, prorositas N-D, sonik dsb, spt yg dijelaskan pada Bab-2. Hasil dari pre-processing ini dicetak keluar dan dibandingkan dng data asli. Proses LQC sekali lagi dilakukan sebelum memasuki proses selanjutnya. Dlm tahap ini biasanya dibikin gambar-silang (lihat Apendiks-IV) untuk menentukan parameter yang diperlukan buat proses interpretasi. Interpretation, model interpretasi dpt dipilih sesuai dgn pengalaman lapangan, kebiasaan dan hasil yg diinginkan. Model-model CPI akan dibahas dlm paragraf selanjutnya, Tujuan interpretasi adlh untuk mencari parameter saturasi, porositas efektif dan jenis litologi. Inter-pretasi lanjutan akan menghasilkan juga parameter permeabilitas dan saturasi air-sisa. Output, hasil dari interpretasi dpt berupa log yg menampilkan parameter-parameter saturasi air, litologi, porositas total/efektif, permeabilitas dll, dan pita data magnetik yg mengandung semua parameter dan hasil interpretasi. Suatu listing juga dilampirkan yg memberikan laporan tentang data-data yg terkandung didalam pita data itu. Biasanya suatu hasil sementara (provisional result) diberikan kpd langganan untuk disetujui ttg parameter-para meter yg dipakai (perubahan mungkin terjadi bila tdpt masukan hasil UKL) kemudian hasil akhir (final result) dibuat.
17.3. Model-model CPI 17.3.1. Model SARABAND dan CORIBAND Diawal tahunl970-an, Schlumberger memperkenal 2 program CPI yg disebut Saraband dan Coriband menggunakan komputer mainframe microvax serf 780 dari Digital Cooperation. Tanggapan dari log densitas didalam formasi serpihan yg mengandung hidrokarbon adalah: b S XO .mf (1 S XO ) h (1 ) Vsh .sh (1 Vsh ) ma .......(17-1)
Anggaplah densitas filtrasi lumpur ρmf dan densitas dr lempung ρh diketahui, mk tdpt 5 parameter dlm persamaan 17-1 yang perlu dicari, yaitu ρh, , Sxo, Vsh dan ρma . Persamaan 17-1 yg serupa dpt ditulis untuk log netron dan log mikro-resistivitas (krna log resis tivitas lebih kurang mengukur volume batuan yg sama, ditambah log GR atau SP atau indikator lempung yang lain, akan memberikan 4 dari 5parameter yang belum diketahui diatas. Bila litologi reservoir tidak berubah-rubah dan diketahui, maka jumlah parameter yang tidak diketahui berkurang menjadi empat. Sehingga dalam kasus formasi serpihan dimana litologi reservoir adalah pasir (kuarsa), kombinasi densitas, netron, mikroresistivitas dan GR dapat memberikan porositas, saturasi hidrokarbon dan air didaerah rembesan, jenis hidrokarbon dan volume dari lempung atau serpih. Selanjutnya bila pengukuran resistivitasdalam dan harga RN, tersedia maka dengan menggunakan persamaan Archie atau Indonesia (Bab-15) dapat dicari saturasi air dan hidrokarbon. Program SARABAND dirancang untuk tujuan perhitungan diatas. Apabila litologi yg dijumpai bukanlah model pasir-serpih ttpi yg lebih kompleks, misalnya karbonat atau evaporit, mk untuk mengurangi masalah persamaan 17-1 dr 5 parameter anu menjadi 4 saja perlu diambil asumsi thdp salah satu dr parameter itu. Dlm hal ini parameter jenis hidrokarbon yang menjadi pilihan karena pengaruh jenis hidrokarbon tidak begitu kritis terhadap tanggapan alat kecuali bila terdapat gas atau jenis hidrokarbon yang ringan. Seperti halnya dengan SARABAND, kombinasi dari densitas, netron, mikroresistivitas, resistivitas dan log GR dapat digunakan untuk mencari porositas, saturasi air dan hidrokarbon, volume serpih dan litologi matriks. Program CORIBAND dirancang untuk tujuan perhitungan diatas. 17.3.1.1 Model SARABAND
Gambar 17.1 Bentuk dr lempung dipandang
dr cara distribusinya didlm formasi
Gambar 17.2 Model dasar SARABAND
Program SARABAND menggunakan model pasir-lanau-serpih dimana serpih dapat berupa lami-nated, disperserd atau structural. Gambar 17.1. Model dasar dr SARABAND adlh gambar-silang netron-densitas spt yg digambarkan pd gambar 17.2. Gambar ini memperlihatkan kelompok titik-titik data yang mewakili pasir, serpih dan pasir-serpihan. Umumnya hanya ada 2 kelompok data yi: kelompok A mrpkan pasir dan pasir-serpihan dan kelompok B sbgi serpih. Titik-titik data pada kelompok B sesungguhnya terdiri dari campuran mineral lempung, air dan lanau. Lanau adalah mineral yang sangat halus umumnya terdiri dari kuarsa, tapi sering juga terdiri dari feldspar,kalsit dan mineral lain. Secara pukul rata lanau memiliki sifat-sifat netron-densitas seperti pasir kuarsa. Titik Q merupakan titik pasir dan titik Cl adalah titik serpih basah tanpa lanau, sedangkan titik Sho adalah titik serpih dengan kandungan lanau maksimum. Pd kelompok A, data dari serpih laminar akan jatuh pada garis Sd-Sho, disebelah kiri dari garis ini adalah data lempung dispersi dan disebalah kanan merupakan daerah serpih struktural. Daerah C merupakan daerah dimana data-data biasanya yang dipengaruhi oleh lubang jelek atau litologi formasi yang dianalisa bukan lagi suatu formasi pasir-serpihan, melainkan karbonat, lignit dan lain-lainnya.
17.3.1.2 Model CORIBAND Model CORIBAND adlh program metode inter pretasi litologi kompleks, termasuk pasirserpihan. Berbeda dengan Saraband, program ini memberikan porositas yg sudah dikoreksi thdp pengaruh hidrokar bon didalam litologi standar spt: silika, gamping, dolomit dan anhidrit dan litologi lain yang diketahui. Model Coriband juga menggunakan gambar silang netron-densitas untuk mencari porositas dan densitas matriks. Skala dari densitas matriks dibuat dengan cara interpolasi nilai densitas keempat jenis mineral diatas, lihat gambar 17.4, dari pasir silika 2.6 gr/cc sampai dengan anhidrit 2.98 gr/cc.
Gambar 17.3 Hasil SARABAND
Gambar 17.4 Gambar-silang SNP densitas-
Demikian juga nilai porositas. Keunikan dari gambar-silang ini adalah bahwa suatu titik data log dpt diinterpretasi-kan menurut kombinasi dari dua jenis mineral yang menghasilkan harga porositas yang cukup baik tidak tergantung pada jenis litologi. Misalkan titik A pada gambar 17.4, bila dianggap litologinya terdiri dari campuran: (1) Gamping & dolomit, maka = 10.2% dan ρma = 2.76 g/cc. (2) Dolomit & pasir, maka =10.7% dan ρma = 2.77 g/cc dan (3) Pasir-anhidrit, maka =11% dan ρma.=2.78%. dan seterusnya. Jadi jika diketahui formasi terdiri dari 4 jenis mineral tersebut tetapi tidak diketahui denganpastikomposisinya, porositas titik A akan mempunyai nilai 10.6±0.4% nilai densitas matriksnya 2.77± 0.01 g/cc. Satu hal yg perlu diingat, bhw titik A itu haruslah bersih dr serpih dan pengaruh hidrokarbon sebel um bisa diterapkan pd gmb 17.4. Silahkan baca kembali Bab-15 (ttg koreksi lempung & Hidrokarbon).
Gambar 17.7 Hasil VOLAN Gambar 17.5 Contoh Hasil Coriband
17.3.2 Model VOLAN Program interpretasi VOLAN dirancang untuk litologi gugusan-klastis (clastic sequence) dan karbonat dng mengguna kan model dua-air. Pengukuran densitas, netron dan resistivitas digunakan untuk mencari porositas, saturasi air, analisa permeabilitas, jenis dan banyaknya hidrokarbon, analisa volume batuan/cairan termasuk lempung, lanau dan air-ikat. Pengukuran-pengukuran lain spt EPT dapat digunakan untuk meningkatkan dan mengembangankan hasil interpretasi. Program VOLAN menyelesaikan masalah model dua-air yang dibahas pada Bab-16 dan dilukiskan pada Table 16-1. Seperti halnya program Saraband dan Coriband, program VOLAN juga dirancang dng meng gunakan gambar silang netron-densitas. Gambar 17.6
Gambar 17.8
Gambar 17.9 Contoh Hasil GLOBAL Gambar 17.6 menunjukkan gambar-silang yang digunakan untuk menentukan harga porositas total, volume lanau dan lempung dan juga saturasi air ikat t, Vsl,Vcl, dan Swb). Sedikit berbeda dengan Saraband, gambar-silang VOLAN memerlukan 4 titik mineral untuk membentuk segitiga yang terbagi dalam skala yang sama untuk memberikan berbagai volume batuan. Bentuk segitiga ini umumnya tetap untukformasi pasir-serpihan. Titik lempung basah (CL) ditentukan dengan mengambarkan titik-titik data yang diambil dari log pada daerah 100% lempung, sedangkan titik lempung-kering (DC) ditentukan berdasarkan jenis lempung dan pengalaman geologi setempat. Yang tidak tampak dalam Gambar 17.6 ini adalah garis-garis Swb. Garis Swb = 0 sesungguhnya terletak pada garis Q-W dan Swb =100% pada garis Q-CL, dengan titik poros ada di Q. Sebagai contoh, titik A dengan D = 0.20 dan N= 0.30, bila digambarkan padaGambar 17.6 akan memberikan hasil sbb: t, = 24%, Vdc= 20%, Vcl, = 28.6%, Sw = 35.5`% , dengan menggunakan definisi dari Tabel 16.1, didapat: wb = Vcl - Vdc = 8.6% dan = t - wb = 15.6% Perlu diingat bahwa titik A adalah titik yang berada pada formasi kandungan air dimana pembacaan densitas dan netron tidak terpengaruh oleh lubang jelek atau hidrokarbon. Jika tidak, maka perlu dicari harga Swb dari sumber yang lain, antara lain dari GR, SP, gambar-silang sonik-densitas. Gambar 17.7 adalah contoh hasil VOLAN yang mempunyai presentasi lengkap: volume dari mineral, fluida, saturasi air, permeabilitas dan kurva-kurva penting lainnya.
17.3.3. Metode GLOBAL Metode interpretasi yang dinamakanGLOBAL merupakan terobosan dalam metode interpretasi CPI. GLOBAL mempunyai stuktur yang tidak tergantung pada model geologi dan kurva/alat perekam. Masukan parameter tidak harus berasal dari hasil logging akan tetapi GLOBAL mampu menampung pengetahuan geologi lokal atau hasil analisa inti misalnya, asalkan semua parameter atau masukan itu dapat dinyatakan secara matematis berupa persamaan-persamaan tanggapan. GLOBAL akan menyelesaikan persamaanpersaman itu secara serempak dengan cara optimisasi untuk mencari jawaban yang paling mendekati kebenaran. Program GLOBAL didasarkan pada model dua-air, memberikan hasil analisa berupa volume mineral mencakup beberapa jenis lempung, porositas total maupun efektif dan saturasi air serta jenis hidrokarbon. Berbeda dengan program SARABAND, CORIBAND atau VOLAN, GLOBAL tidak
mempunyai model yang tetap, seorang log analis secara bebas dapat mendefinisikan model mineral dari formasi lubang berupa pasir, gamping, dolomit dan sampai dengan empat jenis lempung atau mineral lain yang bukan empung dapat ditampung. Program GLOBAL sangat unik, karena memiliki kemampuan solusi forward dan solusi-inverse. Artinya, program ini mula-mula mencari solusi awal dari volume mineral dan fluida seperti halnya program interpretasi pada umumnya, kemudian dari hasil awal ini dibentuk kembali log teoritis berdasarkan persamaan tanggapan dari masing-masing log. Pada setiap level kedalaman, suatu program kecil mencari solusi akhir dengan menggunakan perbedaan yang paling kecil anatara log sesungguhnya dan log teoritis hasil GLOBAL. Teknik ini lebih dikembangkan pada program ELAN. Secara skematik, program GLOBAL ini dapat digambarkan pada gambar 17.8, dan contoh hasil interpretasi GLOBAL ditampilkan pada gambar 17.9. 17.3.3. Metode ELAN Program ELAN menggunakan kerang ka program komputer yg canggih untuk mengadakan evaluasi data logging secara interaktif. Evaluasi ini dpt dilakukan thdp hampir semua jenis log, baik itu log lubang-buka atau lubang-selubung, juga terbuka bagi data-data non-logging seperti data inti dan basil UKL. Prinsip kerja dr program ELAN ditampil kan pd gambar 17.10 dan 17.11. Evaluasi data dilakukan dng cara mengoptimasikan secara serempak persamaan-persamaan tanggap-an yang ditentukan oleh model-model interpretasi. Model-model yang ditentukan oleh log analis ini memberikan instruksi kpd program bagaima na menghubungkan parameter dng persamaan tanggapannya dng hasil pengukuran log untuk mencari jawaban volume mineral dan fluida. Program ELAN sangat berbeda dng program interpretasi lainnya, krn didalam pro gram ELAN tdk dijumpai model internal hanya dng satu pengecualian yi: bhw jumlah dr se mua volume harus sama dengan 100%. Tanpa kekangan volume ini, program ELANbisa disejajarkan dengan program solusi universal. Gambar 17.10 Dengan kekangan inipun, sebetulnya ELAN mendekati solusi universal karena mampu menampung data log maupun data bukan log. Sesungguhnya program ELAN merupakan suatu paket program yang terdiri dari ELAN, RECON dan CALPAR, lihat gambar 17.11. Program ELAN sendiri mrpkn suatu solusi-balik (inverse solver) yg menggunakan TOOLS (t) dan RESPONSE (r) untuk mencari VOLUMES (v), sedangkan program RECON (dari kata Reconstructed) adalah solusi-forward (forward solver) dng menggunakan VOLUMES dan RESPONSE untuk mencari TOOLS. Program CALPAR (dari kata Calibrate Parameters) adalah program external yg memakai hasil VOLUMES dan TOOLS untuk mencari parameter tanggapan RESPONSE.
Gambar 17.3 Contoh hasil rekontruksi proses ELAN Salah satu cara untuk LOC hasil ELAN adalah melihat seberapa bagusnya kurva ash dengan kurva teoritis/terkonstruksi
Gambar 17.2 Contoh Hasil ELAN
Kemampuan program ELAN hanya terbatas pd hukum matematis, bhw jumlah bilangan anu hrs sama atau lebih kecil dari pada jumlah persamaan matematik yang tersedia Misalnya bila formasi hanya tdr dr batuan gamping dan air mk bilangan anu yg hrs dicari adlh: Volume gamping (Vcalcite) dan porositas ( ), untuk itu kita perlu paling sedikit 2 persamaan tanggapan, atau kita harus mempunyai kurva log yang bisa memberikan dua persamaan itu. Kita pilih kurva densitas RHOB, persamaan tanggapannya adalah: ρB = ρma. .•( 1- ) + ρf. Vcalcite = 1 - Makin rumitnya suatu model interpretasi, makin banyak kurva log (persamaan tanggapan) yg diperlukan. Modul interpretasi ELAN dibagi dalam tiga kelompok: 1. Modul Solid, tdr dr volume mineral. Jenis mineral yg tersedia dalam program ada 22 jenis, misalnya Pasir, Gamping, Ilit, Kaolinit, Semectit, Dolomit, Batubara, Serpih, Lanau, Albit, Orthoclase, dan lainlain.
t or TOOLS = log measurements v or VOLUMES = the volumetric constituents of the formations r or RESPONSE= response equations relating tools, volumes and parameters ELAN= Inverse solver RECON - Forward solver (included inside ELAN program) CALPAR = Parameters Solver (external program)
Gambar 17.11
.
2. Modul Fluida, terdiri dari fluida pd daerah rembesan dan daerah tak-terembesi yg bisa berupa air, minyak dan air atau fluida khusus lainnya. Komponen air ini kemudian dibagi lagi menjadi filtrasi lumpur dan air formasi (air-bebas, air-ikat dan air sisa). 3. Modul Saturasi, tersedia persamaan model dua-air sederhana, Indonesia, Waxman-Smits, Archie Linier dan Simandoux Karena program ELAN telah menjadi program interpretasi yang makin populer karena program itu begitu fleksibel dan berkemampuan menyelesaikan masalah interpretasi yang run-tit, mudah diterima dan dipelajari oleh seorang log analis. Saat ini program ELAN tersedia pada komputer mainframe dan workstation. Untuk mengetahui lebih rinci mengenai program ELAN ini, dapat dibaca buku ELAN User's Guide, terbitan Schlumberger Data Services 1992
Bab 18 Contoh Interpretasi Contoh formasi QCD (Quartz Calcite Dolomite) Sumur: Seminar-1 Log yg tersedia: 1. DLL-MSFL-GR (Gbr 18.1) 2. LDL-CNL-GR (Gbr 18.2) 3. NGS (Gbr 18.3) Informasi dari kepala-log: Ukuran Pahat (BS) = 8,5 inci, Densitas Lumpur = 9.0 g/cc Resitivitas Lumpur = 0.285 ohm-m pada 90°F, Filtrasi lumpur 0.20 ohm-m pada 87°F, Kerak Lumpur = 0.455 ohm-m pada 87°F, Kandungan Barite = tidak ada, Temperatur BHT 234°F Tujuan : Mencari litologi, Rw, dan Sw, dengan metode (1). Interpretasi pintas, (2). Koreksi pengaruh lubang bor terhadap kurva resistivitas dan porositas. (3). Koreksi lanjutan terhadap pengaruh lempung dan hidrokarbon terhadap porositas. Sebelum dimulai suatu interpretasi hendaklah dilakukan LQC terlebih dhl thdp semua data yang ada. LQCKarena tidak terdapat lampiran kalibrasi alat, maka LQC langsung diadakan pd tanggapan masing-masing kurva (baca Apendiks III). Kurva SP SP pada log DLL-MSFL-GR tidaklah aktif, hampir tidak terlihat penyimpangan SP di daerah formasi air bersih, jika bukan disebabkan karena kelainan alat SP, maka tentulah gejala SP yang lurus ini memberikan indikasi bahwa Rw, mendekati Rmf. Dari kepala-log diketahui bahwa Rmf pada BHT adalah 0.08, maka nilai Rw, yang kita cari pastilah tidak jauh dari harga ini.Terjadi pergeseran mekanik pada SP dikedalaman 5764 ft. Kurva GR Tampaknya tidak ada masalah dengan data GR, pada umumnya pembacaan GR cukup konsisten sesuai dengan perubahan litologi dari satu lapisan permeabel ke lapisan yang lain. Terdapat dua buah kurva sinar gamma, yang satu adalah GR biasa disebut SGR dan lainnya adalah CGR, keduaduanya dihasilkan oleh alat NGT. Perbedaan SGR dng CGR memberikan indikasi pengaruh endapan mineral radioaktivitas. Misalnya formasi diatas 5750 feet sesungguhnya sangat bersih karena memiliki CGR yang sangat rendah. SGR minimum adalah 12 GAPI, maksimum mencapai 150 GAPI. Kurva Caliper Didaerah bersih kaliper membaca kurang dari 8.5 inci memberikan indikasi terbentuknya kerak lumpur dan lapisan itu permeabel. Sedangkan didaerah serpih, pembacaan kaliper lebih besar dari 8.5 inci, malah sedikit washed-out pada lapisan serpih 5755 ft. Kurva MSFL Bila harga Rmf dr kepala-log dpt dipercayai, mk kita bisa LQC kurva MSFL dng menggunakan rumus Archie pd daerah bersih dan hanya mengandung air. Kita ambil interval 5820-5830 ft. yang diduga hanya mengadung air: Sxo 1
Rmf Rmf 0.08 atau Rxo 2 = = 1.1 2 2.Rw 0.27
Dapat dilihat bahwa nilai Rxo ini tidak jauh berbeda dengan pembacaan MSFL di interval ini. Kesimpulan bahwa alat MSFL memang berfungsi dengan baik sekali. Kurva LLS dan LLD Kedua kurva ini secara konsisten membaca nilai yang rendah pada formasi air bersih dan tinggi pada formasi mengandung hidrokarbon. Separasi antara kedua kurva ini memberikan indikasi terjadinya rembesan.-Oleh karena itu LLD Rt karena masih perlu dikoreksi terhadap rembesan. Pembacaan LLD selalu lebih tinggi daripada LLS merupakan gejala yang normal. Dibeberapa daerah kurva-kurva resistivitas menjadi sangat tinggi, memberikan indikasi adanya mineral lain selain QCD, dalam hal ini adalah batu-bara. Kurva NPHI, RHOB, DRHO dan PEF Separasi NPHI dan RHOB di lapisan permeabel (interval 5938 s/d 5910 m) berkisar antara +6 s/d 7 p.u., kurva PEF membaca sekitar 1.85 memberikan indikasi batuan pasir bersih mengandung air. Pada interval 5680-5665 m, separasi kedua kurva porositas hampir tidak ada dan pembacaan PEF sekitar 5, formasi ini adalah gamping, apakah ini sesuai dengan laporan pemboran (mud log) ? Kurva DRHO yang memberikan indikasi koreksi yang diterapkan pada kurva RHOB, berkisar diantar nilai nol, artinya pengaruh lubang bor (keraklumpur dan pelebaran lubang bor) tidak besar. Kurva DT Tidak teramati gejala cycle skipping, pembacaan DTpada daerah pasir (5934 ft) memberikan nilai 92 gs /ft, bila dikonversikan ke porositas pasir memberikan harga yang serupa dengan hasil porositas gabungan netron-densitas. Kurva THOR, POTA dan URAN PembacaanTHOR, POTA & URAN sangat rendah pd lapisan karbonat atas, sedangkan pd lap serpih ke-3 kurva ini memberikan harga yg tinggi spt yg diharapkan. Kurva rasio UPRA (Uranium Potassium RAtio), TURA & TPRA dengan jelas memberikan indikasi dari lapisan batubara. Pencocokan kedalaman (Depth Matching)
Tidak terdapat perbedaan kedalaman yg menyolok dari semua kurva-kurva diatas. Perbedaan sampai dng 50 cm atau 1 kaki masih diperkenankan untuk jenis pengukuran resolusi rendah. Setelah kita yakin dengan kualitas dari semua kurva yang akan dipakai dalam interpretasi, tahap berikutnya adalah pengisian kertas kerja. I. Kertas Kerja-1, Interpretasi Pintas Sesuai dengan istilahnya, interpretasi pintas ini dapat dilakukan di lapangan secara cepat dengan atau tanpa kalkulator, dan tidak diadakan koreksi pengaruh lubang bor, jadi:Rt = LLD, Rxo = MSFL, = porositas gabungan densitas-netron m=n=2, a=1 Catatan tentang porositas: 1. Pendekatan = ( N+ D)/2 adalah benar pada lapisan gamping mengandung air 2. Porositas gabungan pada formasi gas adalah = (2 N+7 D) /9. Diskusi Seperti yang dijelaskan pada Bab-5 bahwa pendekatan = ( N+ D)/2 tidak tergantung pada jenis litologi, sehingga D dan N bisa dibaca langsung dari log densitas-netron yang biasanya direkam dalam satuan gamping. Apakah terdapat perbedaan yang besar jika kita mengubah terlebih dahulu litologi dari gamping ke pasir atau dolomit ? Jawabannya tidak banyak. Kita perhatikan gambar silang CP-le, sebagai contoh kita ambil level B dari kertas kerja-1, N = 21 (gamping) dan D = 29.3 (gamping), rata-rata = 25.1, sedangkan kalau dikonversikan ke batuan-pasir nilai N bertambah = 26.2 dan D berkurang menjadi 26.5 atau rata-rata = 26.3. Jadi perbedaannya adalah kurang dari 5%. Harga Rw Sudah diterangkan didepan bahwa karena kurva SP hampir rata, maka nilai Rw dari SP adalah mendekati nilai Rmf pada suhu BHT, yaitu mendekati 0.08 ohm-m. Metode lain untuk mencari Rw adalah dengan metode rasio, diambil pada level air B Rw Rmf
m Rt 0.251.1.7 =0.11 a 1
Rt 1. 7 Rw = 0.08. = 0.136 Rxo 1
2
atau metode Rwa Rw
Dari ketiga metode ini dapat disimpulkan bahwa harga Rw adalah berkisar antara 0.11 (Metode SP mendapatkan nilai Rw 0.08, metoda Rasio Rw = 0.136, dan Rwa menghasilkan 0.11) Dalam pembahasan lebih lanjut kita akan melihat bahwa metode rasio dan Rwa akan memberikanhasil yangberbeda jika nilai Rtdan Rxo yangbenar sudah diketahui. juga akan tampak bahwa sesungguhnya salinitas air pada lapisan pasir dan karbonat adalah tidak sama. Saturasi Air Dalam metode pintas ini kita cukup menggunakan rumus Archie: Sw
a.Rw a.Rmf dan Sw m m .Rt .Rw
(dng a=1; m=n=2) atau menggunakan grafik Sw-lb. Hasilnya ditampilkan dlm Kertas Kerja-1 Pertanyaan 1. Apakah kelebihan dan kelemahan dari metode ini ? 2. Bagaimana hubungan antara SW dan Sxo ? Apakah Sxo >- SW ? Mengapa ? 3. Bila terjadi Sxo < Sw, kira-kira apa yang menyebabkannya ? Porositas Sonik Porositas Sonik didapat dengan menggunakan grafik Por-3: masukan harga t pada sumbu datar, tarik garis lurus hingga memotong kurva litologi yang sesuai, lalu nilai dibaca pada sumbu tegak. Nilai porositas dari sonik diharapkan lebih besar atau sama dengan porositas densitasnetron. Bila tidak, kemungkinan terdapat porositas sekunder, yang besarnya bisa dicari dari hubungan 2 = t - S, seperti yang telah dibahas pada bab porositas. Porositas sonik dalam latihan ini tidak dipakai sama sekali, ia hanya diperlukan bila densitas-netron gagal memberikan porositas-benar karena lubang jelek misalnya. Kesimpulan Didalam latihan ini kita melihat bahwa interpretasi metode pintas sudah cukup memadai untuk memberikan jawaban cepat di lapangan. Selanjutnya pada latihan kedua kita akan memulai koreksi pengaruh lubang bor tehadap kurva resistivitas dan densitas-netron, kemudian hasilnya di bandingkan dengan latihan pertama. II. Kertas Kerja-2, Koreksi Lubang Bor Isi lembar Kertas Kerja-2 sesuai dengan petunjuk yang diberikan. Didalam latihan ini kita mulai
mengadakan koreksi pada semua kurva resistivitas dan porositas terhadap pengaruh lubang bor. Koreksi terhadap kurva GR dan densitas sementara kita abaikan karena koreksinya kecil. Tahap berikutnya adalah koreksi lempung dan hidrokabon pada kurva porositas, hal ini kita kerjakan pada Kertas Kerja-3. 11.1. Koreksi-koreksi kurva resistivitas Krn alat resistivitas yg dipakai adlh MSFL dan dual laterolog (DLL), mk grafik koreksi yg dipakai adlh Rxo-3 untuk MSFL dan Rcor-2, Rcor-10 untuk DLL, kemudian dngn Rcor-9 kita mencari Rt dan Di. Pada grafik Rxo 3, terdpt 2 bh grafik koreksi, yg atas untuk MSFL standar dan yg bawah khusus untuk pad MSFL yang kecil (slimhole). Pad MSFL yang kecil umumnya digunakan pada lubang dibawah 8.5 inci atau pada sumur yang sulit dimasuki pad ukuran standar karena penyempitan lubang atau sudut kemiringan tinggi. Bila tidak terdapat keterangan apa-apa pada log, bisa dianggap MSFL standar yang dipakai. Untuk mendapatkan resistivitas MSFL yang benar (RMSFLcor), perlu diketahui nilai Rmc pada suhu dikedalaman dan tebal kerak lumpur (hmc). RMSFLcor yang diperolell dari grafik Rxo 3 adalah RXO. Koreksi terhadap LLS dan LLD mengalami 3 tahap, 1. Pertama adalah Koreksi Lubang Rcor2. Rcor-2 dibagi menjadi 3 grafik sesuai dengan jenis Laterlog yang dipakai dan posisi alat DLT itu pada saat logging. Misalnya Rcor-2a untuk alat DLT-B (alat lama, tidak diproduksi lagi. Alat ini hampir selalu dalam posisi centered). Alat DLT-D atau E adalah pengganti DLT-B, bisa dipasang dalam posisi tengah (centered) atau pinggir (eccentered). Umumnya bila DLT-D/E di kombinasikan dengan SRT-B (alat MSFL), boleh dikatakan posisiAya pastilah eccentered, sehingga grafik Rcor-2c lebih sering digunakan. 2. Tahap kedua adalah bila tebal lapisan yang dianalisa kurang dari 5 meter, dan kontras antar lapisan sangat tinggi, maka Koreksi Tebal-Lapisan Rcor-10 perlu dilakukan. 3. Tahap ketiga ialah mencari Rt dan Di dengan menggunakan nilai RXO, RLLDcor dan RLLScor yang diperoleh pada tahap sebelumnya. Tahap ini disebut Koreksi Rembesan terdiri dari dua grafik Rint-9 untuk DLT-B dan DLT-D/E. 11.2. Koreksi kurva porositas netron NPHI Seperti yang dijelaskan pada Apendiks-I, kurva NPI- I perlu dirubah dulu ke TNPH sebelum bisa dikenakan koreksi-koreksi Por-14c dan Por-14d. Secara grafik prosedur koreksi NPHI adalah Pertanyaan: Dari Por-14c dan Por-14d, koreksi jenis apa yg paling berpengaruh pd NPHI ? III. Kertas Kerja-3, Interpretasi Rind Didalam latihan ini, harga-harga porositas densitas dan porositas diperbaiki lagi dng menerap kan 2jenis koreksi spt dijelaskan pada Bab-15, yaitu: 1. Koreksi terhadap pengaruh lempung (Urutan ini tidak boleh dibalik). 2. Koreksi terhadap pengaruh hidrokarbon Volume dari lempung Vclay dicari menurut tiga jenis indikator lempung yaitu GR, Netron dan gambar-silang densitas-netron. Kurva SP juga merupakan indikator lernpung yang baik, sayangnya dalam contoh log kita iru kurva SP tidak aktif. 111.1 Volume lempung dari kurva GR • GR adlh pembacaan GR pd kedalaman interpretasi. •GR mi n, baca GR GR min Vclay GR minimum, umumnya pd zona pasir/karbonat bersih. • GR max, baca GR max GR min GR max rata-rata pd zona yg bisa dianggap 100% lempung 111.2 Volume lempung dari kurva Netron baca porositas netron ( N) pd kedalaman interpretasi, baca porositas N N min Vclay netron ( Nmin) pada daerah gas, dan baca porositas netron (Nclay) Nclay N min rata-rata zona yang bisa dianggap 100% lempung 111.3 Volume lempung dari gambar silang densitas-netron Dengan metode yang sudah dijelaskan pada Bab-15, Gambar 15.1, volume lempung dengan mudah dapat dicari dengan menggunakan grafik Por-le. Dari ketiga nilai Vclay yang didapat, biasanya para log analis cenderung mengambil nilai Vclay yang terkecil, atau nilai rata-rata. Sekali lagi tidak ada pedoman yang mengharuskan cara menentukan nilai Vclay, semua itu berdasarkan pertimbangan pengalaman pribadi, pengetahuan geologi lokal, hasil analisa inti, mutu (LQC) dari masing-masing kurva dan faktor-faktor lain. Dengan nilai Vclay yang didapat, kemudian porositas densitas dan netron dikoreksi terhadap pengaruh Vclay ini seperfi yang dijelaskan pada paragraf 15.7.1. III.4 Koreksi Hidrokarbon Grafik CP-9 digunakan untuk mencari nilai porositas akhir yang diperlukan pada perhitungan
saturasi. Satu hal yang perlu diperhatikan bahwa porositas densitas D. % netronN haruslah dalam litologi yang sebenarnya, artinya kalau dalam tahap koreksi lempung N & D masih dalam unit limestone, maka mereka harus dikonversikan ke litologi pasir atau karbonat dengan grafik Por-13b terlebih dahulu. Untuk menggunakan CP-9 perlu dicari saturasi Shr =1 - Sxo terlebih dahulu dan mencari , porositas yang benar = 1 + dari CP-9 kemudian dipakai sebagai nilai porisitas yang digunakan pada Rumus Saturasi Indonesia. Sesungguhnya = 1 + bukanlah nilai akhir dari porositas, karena Sw yang baru akan diperoleh dari penggunaan dan diterapkan lagi pada grafik CP-9, diperoleh harga porositas baru = 1 + 2, dan seterusnya, sampai suatu tahap dimana koreksi 2 = 0. Proses intersai yang panjang ini dengan mudah dan cepat bisa ditangani oleh komputer. Grafik CP-10 digunakan untuk menentukan jenis hidrokarbon. Untuk ρh ≤ 2, umumnya dianggap gas, dan untuk ρh ≥ 6 adalah minyak, akan tetapi definisi ini adalah relatif sekali. IV. Hasil Interpretasi Komputer: ELAN Perkerjaan manual yang telah kita lakukan dalam latihan Kertas Kerja-1 sampai dengan Kertas Kerja-3 dapat dilakukan dengan komputer dengan cepat sekali dengan selang interval 6 inci (resolusi normal). Suatu kelebihan interpretasi dengan komputer adalah bahwa gambar-silang dapat dilakukan dengan mudah sekali untuk menentukan parameter-parameter yang diperlukan dalam proses interpretasi. Misalnya harga exponen m pada rumus Archie dapat dicari dengan menggunakan Pickett Plot (baca Apendiks IV), seperti yang ditampilkan pada gambar 18.4 dan 18.5. Kemudian jenis litologi batuan dapat ditentukan dengan menggunakan gambar-silang densitasnetron seperti pada gambar 18.6, 18.7 dan 18.8. Sedangkan log NGT memberikan masukan tentang jenis lempung dengan menggunakan gambar-silang Th-K pada gambar 18.9. Hasil dari interpretasi komputer ditampilkan pada gambar 18.10, bandingkan hasil yang diperoleh dari Kertas Kerja-1 sampai dengan Kertas Kerja-3, kesimpulan apa yang dapat ditarik ? 18.4 Gambar-silang: Resitivi-tas-Porositas (Pickett Plot) pd lap pasir-air 5940-5915’ ’ . Gambar
Garis lurus ditarik sedemikian rupa shg melewati titik-titik pasirair dimana Sw=1 00% dan memotong sumbu resistivitas bagian atas di titik ax Rw, dalam hal ini dianggap a = 0.81 maka Rw adalah 0.14. Kemiringan atau slope dan garis tersebut adalah harga m pada rumus Archie, dalam contoh ini harga m adalah sama dengan 2.
18.5 Gambar-silang: Resitivi-tas-Porositas (Pickett Plot) pd lap karbonat-air 57455700’ ’ . Seperti mode pada gbr 18.4 harga m pada lapisan ini 1.8. Gambar
18.6 Gambar-silang: Densitas-Neutron pd lap pasir-air (interval 5930-55920’ ) . Titik-titik umumnya jatuh disekitar garis pasir, menunjukan bahwa litologi lapisan ini umumnya terdiri dari pasir Gambar
18.7 Gambar-silang: Densitas-Neutron pd lap pasir-air (interval 5820-5790’ ) . Titik-titik mengambang di atas garis pasir, karena pengaruh gas Gambar
18.8 Gambar-silang: Densitas-Neutron pd lap pasir-air (interval 5680-5600. 2’ ) . Titik-titik umumnya jatuh disekitar garis gamping, menunjukan bahwa litologi lapisan ini umumnya adalah gamping Gambar
18.9 Gambarsilang: Potasium dan Thori um memberikan indikasi bahwa mineral serpih yg dominan adalah dari jenis filit Gambar
18.10 Gambarsilang: Potasium dan Thorium pada interval 5758-5775’ member i kan indikasi bahwa mineral serpih yg dominan adalah dari jenis filit, Gambar
Apendiks-I Tentang Porositas Netron... Porositas neutron thermal yg brdsrkan rasio cacah dua detektor netron sudah menjadi standar in dustri perminyakan sejak tahun 1971. Akan tetapi ide rasio 2 detektor ternyata tdk menyelesaikan semua masalah pengaruh lubang bor. Sejak tahun 1986 suatu porositas netron thermal baru disebut TNPH mulai diperkenalkan. TNPH ini adalah porositas netron thermal yang telah dikoreksi terhadap pengaruh lubang bor dengan menggunakan serangkaian logika koreksi baru seperti terlihat pada Tabel-1.
Tabel-1 Latar Belakang Sebelum program CSU versi CP30 diperkenalkan, di lapangan hanya tersedia porositas NPHI yang dijabarkan dari rasio cacah partikel netron dua detektor sesuai dengan matriks batuan tertentu (misalnya gamping) dan koreksi lubang denganbantuan kaliper. Koreksikoreksi lain seperti koreksi terhadap kerak lumpur, salinitas, tekanan dan temperatur hanya dapat dilakukan dengan bantuan komputer besar atau secara grafik. Permasalahan Pengamatan di laboratorium akhir-akhir ini ternyata menunjukkan bahwa: 1. Tanggapan matriks alat netron tergantung pd salinitas air formasi dan penyerapan thermal disamping litologi. 2. Koreksi salinitas air formasi dan penyerapan thermal adalah sangat penting. 3. Standoff (jarak alat ke dinding sumur) alat dalam lubang bor juga penting. 4. Koreksi standoff berubah sesuai dengan besar lubang. Pemecahan Masalah Suatu perubahan total thdp tanggapan alat netron dan koreksi lubang bor telah dilakukan berdsrkan percobaan laboratorium thdp 467 contoh pengukuran dan simulasi model-model matematika. Koreksi standoff otomatis sekarang dapat dilaksanakan kalau alat PCD (Powerd Caliper Device) terpasang juga dlm rangkaian alat logging. Koreksi penyerapan thermal dpt dilaksanakan juga jika besar an Sigma ditentukan. Konversi rasio ke porositas terkoreksi sekarang menjadi lebih akurat. Koreksi-korek si ini dpt diikutkan didlm TNPH yg merupakan salah satu output dari program CSU sesudah versi CP30. Catatan Krn transformasi matriks baru berbeda antara NPHI yg tradisional dng TNPH yang baru,
pemakai jasa logging akan mengamati perbedaan pembacaan antara NPHI dan TNPH. Walaupun TNPH lebih disukai, kedua porositas masih juga dipertahankan dalam program sesudah versi CP30. Penggunaan Graft Koreksi Netron Untuk log dengan label NPHI: 1. Jika porositas netron tidak dilabel dengan "limestone", maka gunakan grafik Por-13a untuk merubah harga NPHI ke "Satuan Limestone". 2. Kemudian gunakan grafik Por-14e untuk merubah NPHI ke TNPH. 3. TNPH yang diperoleh kemudian dimasukkan ke Por-14c dan Por-14d untuk mendapatkan TNPH yang terkoreksi terhadap semua pengaruh lubang bor, termasuk standoff 4. Terakhir, gunakanlah Por-13b untuk konversi matriks ke sandstone atau dolomite sesuai dengan litologi formasi.
Apendiks-III Tentang LQC (Log Quality Control)... Dahulu, kualitas dr hasil logging sering diartikan sbgi kemampuan dari perusahaan logging tsbt dlm meng hindari kerusakan alat selama proses logging shg menghemat waktu pemboran (rig time). Kecende rungan yg berlebihan dlm mengurangi rig-time tsbt sering mengorbankan kualitas dari data logging. Perlu ditekankan disini bhw yg dimaksud dengan konsep Kendali-Mutu adalah Kualitas Total yang mencakup: •Efisiensi kerja (mengurangi kerusakan alat, menghemat rig-time) •Kualitas data (kualitas intrinsik dari data) •Relevansi dari data (data yang berisi, yang relevan dengan formasi) Secara umum definisi dari LQC adalah: metode untuk identifikasi dan analisa deviasi data dari harga patokan dan kerangka solusi dari masalah yang timbul. LQC dari data logging dapat digolongkan menjadi dua kelompok: 1. LQC statis,pemeriksaan atas data-data kalibrasi dari alat. 2 2. LQC dinamis, pemeriksaan atas kurva log pd setiap kedalaman yg relevan dng kondisi formasi.
1. LQC Statis Setiap alat ukur harus dikalibrasikan terhadap suatu besaran fisika yang standar, misalnya alat ukur panjang (meteran) dikalibrasikan terhadap sebatang logam dengan dua buah tanda goresan yang tersimpan di Paris sebagai definisi panjang satu meter. Untuk alat-alat pengukuran di dunia perminyakan, lembaga yang berwenang menentukan standar pengukuran adalah API (American Petroleum Institute). Semua alat logging dikalibrasikan terhadap standar API yang biasanya terdapat di HoustonTexas, disebut standar primer. Standar sekunder yang mudah dipindah-pindahkan dibuat sesuai dengan standar primer. Beberapa jenis alat logging bahkan memiliki standar tersier yang dapat dibawa ke lapangan. Kalibrasi terhadap standar sekunder sering dilaksanakan didalam workshop perusahaan logging disebut MA5rER atau SHOP CALIBRATION. Di lap sebelum proses logging dimulai, dilakukan kalibrasi ulang dng menggunakan standar tersier, tahap ini disebut BEFORE SURVEY CALIBRATION. Setelah
proses logging selesai, kalibrasi sekali lagi dilakukan yang disebut AFTER SURVEY CALIBRATION. Hasil BEFORE dan AFTER SURVEY CALIBRATION kemudian dibandingkan untuk mendapatkan suatu gambaran tentang konsistensi alat logging selama proses logging. Lihat Gambar-1. Toleransi kalibrasi alat-alat logging Schlumberger diberikan didalam Tabel-1. Toleransi ini dapat berubah sesuai dng perkembangan alat logging yg menghasilkan kurva tsb. Misalnya, kurva MSFL yg di hasilkan oleh alat SRS tdk sama dng yg dihasilkan oleh alat SRT. Perusahaan logging wajib memberikan informasi yg lengkap mengenai toleransi alat logging spt Log Quality Reference Manual dr Schlumberger. 2. LQC Dinamis Pemeriksaan kualitas log tdk cukup hanya berdsrkan angka-angka yg tercantum pd SHOP, BEFORE dan AFTER SURVEY CALIBRATION SUMMARY. Krn bila terjadi kesalahan pd prosedur kalibrasi atau pemilihan parameter masukan yg salah, akan mengakibatkan ke salahan sistematik pd data yg terekam (contoh soal pd Table-1). Shg kebiasaan yg paling baik adalah melakukan LQC tanggapan kurva-kurva log pd formasi batuan yg telah diketahui. Contoh log dari lapangan, diketahui litologi lapisan adalah batuan pasir: Seperti dijelaskan pada Bab-4, latihan 4-1,bahwa bila litologi suatu formasi diketahui, misalkan batuan pasir bersih mengandung hanya air, maka kurva GR akan membaca rendah, kurva PEF membaca sekitar 1.85 dan separasi porositas netron-densitas adalah +7 p.u. gamping. Contoh log dari lapangan, diketahui litologi lapisan adalah batuan pasir: Contoh soal Ada dua parameter litologi masukan yang sangat penting didalam logging netron-thermal yaitu MATR dan POUT. MATR (Matrix) adalah parameter litologi yang berhubungan dengan skala data masukan, misalnya MATR=LIME mempunyai arti bahwa skala porositas yang dipakai adalah limestone-compatible. Pemilihan MATR ini harus sesuai dengan satuan porositas litologi yang digunakan saat kalibrasi SHOP, yg umumnya adlh LIMESTONE. POUT adlh paramter yg berhubn dng skala data keluaran. Ketidak pahaman ttg pemilihan ke-2 parameter ini akan berakibat fatal pada data yang direkam saat logging seperti yang ditunjukkan pada Table-1 dibawah ini dengan asumsi bahwa NPHI sesungguhnya = 20.0 Tabel-1 MATR\POUT SAND LIME Contoh akibat kesalahan dalam pemilihan SAND 20.0 15.8 parameter MATR dan atau POUT LIME 24.4 20.0 Disamping LQC terhadap data-data logging, umumnya LQC total termasuk juga LQC terhadap: 1. Penampilan Log harus bersih, jelas dan tajam 2. Presentasi Log sesuai standar API 3. Kelengkapan data sumur pada kepala log 4. Validitas dari kalibrasi Shop 5. Kualitas dari data yang terekam pada pita magnetik Selain buku referensi LQC yg diterbitkan scr berkala oleh perusahaan logging, salah satu buku tentang LQC yg perlu dibaca adlh Log Data Acquisition And Quality Control oleh Philippe P. Theys, tahun 1991.
Apendiks-IV Tentang Gambar-silang... Gambar-silang atau crossplot merupakan bagian dari suatu rangkaian interpretasi yang tidak boleh diabaikan. Gambar-silang sangat berguna untuk 1. Menentukan jenis lempung, contoh: gambar-silang Th-K, gambar IV-1. 2. Menentukan jenis mineral, contoh: Mid Plot, gambar IV-2. 3. Menentukan Rw dan faktor m, Rt-4) crossplot, Pickett Plot dan lain-lain 4. Menentukan jenis hidrokarbon, rasio - saturasi minyak (CP-10) 5. Menentukan litologi dan volume lempung, gambar-silang N-D, gambar IV-4.
Tujuan lain dari metode gambar silang didalam interpretasi ialah untuk mengurangi kesalahan/ ralat yg dihasilkan dari masing-masing pengukuran. Sebagai contoh gambarsilang densitas-netron sering digunakan untuk menentukan porositas sesungguhnya, karena masing-masing porositas netron atau densitas tidak begitu bisa dihandalkan bila formasi mengandung minyak/gas dan tidak bersih. Dampak gas pada netron adalah mengecilkan porositas sedangkan pada densitas justru sebaliknya, sehingga gabungan netron dan densitas akan mengurangi kesalahan interpretasi porositas formasi gas
Beberapa contoh dari gambar-silang:
Gambar IV-1 Gambar-silang Th-K dad slat NGT berguna untuk menentukan jenis lempung
Gambar IV-2
Gambar IV-3
Pickett Plot
a Rw Rt bila diambil harga logarimiknya menjadi: log Rt= -m log+ log(a . RW) - n log Sw Secara umum rumus Archie dapat ditulis sebagai berikut: S w m n
Persamaan ini menunjukkan bhw bila harga a, Rw, n dan SW adalah konstan, maka gambar log Rt lawan log akan menghasilkan garis lurus dengan slope -m. Gambar ini dikenal sebagai Pickett Plot. Didalam contoh ini, bila harga Rw tidak diketahui maka harga a harus diasumsikan dulu (a=1 untuk gamping misalnya), dan dari perpotongan garis air dengan sumbu absis atas pada titik a Rw dapat dicari Atau sebaliknya bila harga RW sudah diketahui dr sumber lain, maka harga a bisa dijabarkan
Dalam contoh ini harga a Rw = 0.02, bila harga a =1 maka Rw=0.02 Ohm-m. Pickett Plot lebih sesuai pada daerah batuan keras, ini sangat penting pada formasi dengan porositas rendah dimana perubahan yang kecil pada harga m akan menyumbangkan perubahan yang cukup besar pada perhitungan Sam,. Porositas yang dianjurkan adalah porositas Netron-Densitas, hal ini untuk menghindari ketidak pastian densitas matriks atau waktu rambat alat sonik.
GambarIV-4
Apendiks VI Daftar Istilah Yang Dipakai batugamping batupasir
limestone sandstone
skala yang cocok
compatible scales
penggaris
scale transparent
batuan
rock
formasi
formation
serpih
shale
evaluasi
evaluation
lempung lempung basah
clay wet clay
lempung kering
corak skala
grids scales
dry clay
bagan
traces
lanau
silt
simbol
symbols
illit kalsit
illite calcite
kolom log sonik
kuarsa
quartz
sinar gamma
dolomit
dolomite
ketakpastian persamaan tanggapan harga baku air-ikat
uncertainties response equation default value bound water
air-bebas
free water
densitas porositas
density porosity
resistivitas model dua-air patokan singkatan/istilah berhubungan gambar-silang paragraf bab
resistivity dual water model predefined mnemonic associated crossplot section chapter
induksi hidrokarbon-pindah hidrokarbon-sisa landaian rekahan tengah-lubang garis serpih lapisan-bahu gangguan sonik matrik (batuan) kerak-lumpur filtrasi lumpur interpretasi pintas ion positif ion negatif saturasi air sisa
tracks sonik gamma ray induction moved hydrocarbon residual hydrocarbon gradient fracture centered shale base line shoulder beds cycle skipping matrix mudcake mud filtrate quicklook interpretation anion cation irreducible water saturation
rasio koheren takkoheren histogram ketelitian bobot grafik tekstur Karbonat bergerohong zona/lapisan rembesan zona/lapisan asli keulangan
ratio coherent incoherent histogram precision
virgin/univaded zone
lubang-buka lubang-selubung antar butir gerowong buku-grafik lubang sumur
air tawar resistivitas-sesungguhnya
repeatibility
badhole washedout
kejenuhan/saturasi
formasi rapat batuan-sumber air-hilang kepala-log
invaded zone
lubang jelek terkikis/hancur
kurva penuh formasi bersih
pelubangan/perforasi roda-katrol permiabilitas
chart texture vuggy carbonate
reconstructed water based mud oil based mud
kelajuan
perolehan hidrokarbon
weight
rekonstruksi lumpur-air lumpur-minyak
porositas sekunder
log lumpur
konduktivitas
chartbook
consolidated formation source rocks water loss log heading fresh water true resistivity conductivity
pencocokan kedalaman kurva
depth matching curve .
jendela energi gelombang mampat gelombang shear interpretasi
saturation
vugular
perforating sheave wheels permeability
acquisition logs lithology impermeabel
solid curve clean formation openhole casedhole intergranular
hydrocarbon recovery
log lapangan litologi tak-permeabel
velocity secondary porosity
mud logs
arus pengawal arus utama elektroda koreksi lubang bor porositas-sesungguhnya formasi kandung air
energy windows compressional waves shear waves interpretation bucking current measured current electrodes environmental correction true porosity water bearing formation
borehole
GLOSSARY SINGKATAN (Alat dan Log) AIT' Array Induction Imager AMS Auxiliary Measurement Sonde BGT Borehole Geometry Tool BHC' Borehole Compensated Sonic Log CBL Cement Bond Log CCL Casing Collar Locator CCS Cable Communication System CDR Continuous Directional Survey CET Cement Evaluation Tool CFM Continuous Flowmeter CMT Circumferential Microsonic Tool CNLt Compensated Neutron Log CPI Computer Processed Interpretation CRA' Cased Reservoir Analysis CST Core Sample Taker CSU Schlumberger+ Cyber Unit DCA Detection of Conductivity Anomalies DDBHCDepth Derived BHC log DIL' Dual Induction Log DLL' Dual Laterolog DSI' Dipole SOnic Imager EPT' Electromagnetic Propagation Tool ETT Electromagnetic Thickness Tool FAL' Flow Analyasis Log FBS Full Bore Flowmeter Sonde FDC' Formation Density Log (Compensated) FIL' Fracture Identification Log FLIC Field Log Interpretation Centre FMS' Formation Micro Scanner FMI* Formation Micro Scanner Imager GCT Guidance Continuous Tool
IES IL ISF* LDT LL LSS'
Induction Electrical Survey Induction Log Induction Spherically Focussed Log Litho-Density' Tool Laterolog' Long Spacing Sonic Log MAXIS500 New Logging Unit system MDT' Modular Downhole Sampling Tool MID Matrix Identification ML Microlog' MLL Microlaterolog' MSFL MicroSFL' NGS' Natural Gamma Ray Spectrometry NML' Nuclear Magnetism Log NPLT' Nuclear Porosity Litho-Density Tool PAL Pipe Analysis Log PCT Production Combination Tool PI Pahsor Induction PL Proximity Log PLT* Production Logging Tool PST Production Sample Taker RDS Reservoir Description Services RFT* Repeat Formation Tester RML' Reservoir Management Log SDT* Sonic Digital Tool SGT Scintillation Gamma-ray Tool SHDT Stratigraphic Dipmeter Tool SFL' Spherically Focussed Log SIT Stuck-Point Indicator Tool SLT Sonic Logging Tool SP Spontaneous Potential SRT SFL Resistivity Tool
GM GNT GR GST' HDT' HEL HRT
Gradiomanometers Tool Gamma Ray Neutron Tool Gamma Ray Gamma Ray Spectrometry Tool High Resolution Dipmeter Tool Hostile Environment Logging High Resolution Thermometer Tool
TBT TDT* TTC UBI' VDL VSP WPA WST'
Through-Tubing Bridge Plug Tool Thermal Decay Time Tool Through-Tubing Caliper Ultrasonic Borehole Imager Variable Density' Log Vertical Seismic Profile Well Performance Analysis Well Seismic Tool
NAMA PRODUK KOMPUTER ATLANTIS* BORESCAN* CLUSTER* CORIBAND* CSB* CYBER SERVICE UNIT' CYBERBOND- (=BIQL) CYBERDIP* CYBERLOOK' (=DWQL) CYBERSCAN* DETFRA DUALDIP' ELAN* ELMOD' EMOP FACIOLOG* FAL GEODIP* GEOGRAM* GLOBAL* LOCDIP* LUMP MECHPRO MSD* MWDB NODAL* RIG, RTGLOB SARABAND* SPAN' STAR' SYNDIP* VOLAN* WELLSITE QUICKLOOK - BIQL - DWQL - LDQL - RFQL - SQL - TDQL - PLQL WSC
Computer Interpretation System Computer program for FMS image processing Computer program for dip computation Inpretation process for complex lithologies Continuous Side-by-Side Processing for SHDT tool Computerized logging unit Wellsite cement bond evaluation program Wellsite dip evaluation program Wellsite formation evaluation program Wellsite evaluation program using TDT data Computer program for detection of tractures Dip evaluation program using SHDT data Elemental Log Analysis, state of the art Petrophysical Analysis Programs
Electromagnetic Modelling program Wellsite moved oil evaluation program Interpretation process for determination of electrofacies Flow ANalysis Log for PLT tool Computer program for detailed dip computation Computer program for generating synthetic seismograms Interpretation process for formation evaluation Derivative processing for SHDT tool Reservoir summation (lumping) program Computer program for determining the mechanical properties of the formation Mean Square Dip, similar to CLUSTER but it is the processing for SHDT
Multiwell Data Base system IPR curves and pressure drop analysis Computer programs of the GLOBAL type Computer program for shaly sands lithologies Schlumberger Perforation Analysis program Transient Analysis and Report program for DST or any well tests Synthetic logs generated from dipmeter Volumetric Log Analysis Wellsite computer-generated products: Bond Index Quicklook (=CYBERBOND) Dual Water Quicklook (=CYBERLOOK) Litho-Density Quicklook Repeat Formation Tester Quicklook Seismic Quicklook Thermal Decay Quicklook (=CYBERSCAN) Production Logging (PLT) Quicklook Well Seismic Calibration processing
ISTILAH YANG DIPAKAI DALAM CSU AFCD Area of future casing
MNOR
Micro-normal resistivity
AMPL
E2 Amplitude (Sonic)
MP
Manometer pressure
ASIG
Sigma water apparent
MSFL
MSFL resistivity
AZIM
Azimuth pad 1
MSI
Minimum shale index
BI
Bond Index
NITD
TDT Near detector count rate, gate 1
BILI
Bond Index level for isolation
NPHI
Neutron porosity
BS
Bit size
NPL
Neutron porosity, limestone units
BVW
Bulk volume water
ODRI
Orthogonal drift
C1
Caliper 1
OVAL
Ovality
C2
Caliper 2
PEF
Photoelectric factor
CALI
Caliper
PHIA
Apparent total porosity
CBL
El Amplitude (Sonic)
PHIC
TDT count rate porosity
CCL
Casing collar locator
PHE
Effective porosity
CGR
Corrected Gamma Ray
PHIT
Total porosity
CLOS
Closure
PHIX
Crossplot porosity
CSMN
Minimum compressive strength
PHUN
Pressure, hundreds digit
CSMX
Maximum compressive xtrength
PONE
Pressure, units digit
CVEL
Cable Velocity
POTA
Potassium
DCAL
Differential caliper
PRES
Pressure
DEVI
Deviation
PROX
Proximity (or MLL) resistivity
DIA1
Diameter 1
PTEN
Pressure, tens digit
DPHI
Density porosity
PTHO
Pressure, thousands digit
DPL
Porosity from Density, limestone units
RO
Water-filled formation resistivity
DRHO
Bulk density correction
RB
Relative bearing
DRIF
Drift
RFA
Apparent resistivity of fluid
DT
Sonic interval transit time
RHGA
Apparent grain (matrix) density
DTL
10'-12' interval transit time
RHGF
Formation grain density
EATT
EPT attenuation
RHOB
Bulk density
EMCP
EPT matrix corrected porosity
RMFA
Apparent mud filtrate resistivity
EPHI
EPT porosity
RT
True resistivity
ETIM
Elapsed time
RWA
Apparent water resistivity
EXCE
eccentricity
RXO
Resistivity Or flushed zone
FHPG
Fractional part of HP gauge pressure
SA
Small arm caliper
FITD
TDT Far detector count rate, gate 1
SATT
Sonic attenuation
GR
Gamma ray
SFLU
Unaveraged SFL resistivity
GRHO
Gradiomanometer density
SGP
Strain gauge pressure
GRS
Gamma ray (production)
SGR
Spectroscopy gamma ray
G RTE
Trace ejector gamma ray
SGS
Spherical gas slope
HAZI
Hole azimuth
SIGM
TDT Capture cross section (sigma)
HD
Hole diameter
SP
Spontaneous potential
HDS
Horner gas slope
SPHI
Sonic porosity
HPGD
HP gauge digital pressure
SPIN
Flowmeter spinner speed
HSLO
Horner slope
SRAT
Sonic ratio (near/far amplitude)
HTF
Horner time function
SSGP
Smoothed strain gauge pressure
IHPG
Integral part of HPGP
STF
Spherical time function
ILD
Deep induction resistivity
SW
Water saturation
ILM
Medium induction resistivity
SWT
Total water saturation
ITT
Integrated interval transit time
SXO
Flushed zone water saturation
IVEL
Interval velocity
TAU
Neutron decay time
LA
Large arm caliper
TEMP
Temperature
LLD
Deep Laterolog resistivity
TENS
Cable tension
LLS
Shallow Laterolog resistivity
THOR
Thorium
MDEP
Measured depth
TPHI
TDT ratio porosity
MDIA
Mean diameter
TPL
EPT lossy formation propagation time
MINV
Micro-inverse resistivity
TPMA
Apparent matrix propagation time
TPRA Thorium/potassium ratio TRAT TDT ratio (near/far counts) TT Single receiver transit time TT1 Transit time for subcycle 1 (Sonic) TURA Thorium/uranium ratio UMAA Apparent matrix volumetric capture cross section UPRA Uranium/potassium ratio URAN Uranium VSCG Shale volume from CGR VSH Shale volume VSPC Shale volume from POTA VSSG Shale volume from SGR VSTC Shale volume from THOR VSUC Shale volume from URAN VW Bulk volume of water VWXO Flushed zone water volume VVSIG Sigma water wet Mark of Schlumberger
Acuan: 1. Log Interpretation Principles/Applications, Schlumberger Educational Services, 1989, USA 2. Log Interpretation Charts, Schlumberger Educational Services, 1991, USA 3. The Essentials of Log Interpretation Practice, Services Techniques Schlumberger 1972, France 4. Basic Log Interpretation Seminar, Schlumberger Educational Services, 1986 5. Oilfield Review, Schlumberger, July 1989 6. Data Services Catalog, Schlumberger Educational Services, 1990, USA 7. Clay, Silt, Sand, Shales, by O. Serra, Schlumberger,1990 8. Log Data Acquisition And Quality Control, by Ph. Theys, 1991 9. Log Quality Control Reference Manual, Schlumberger, 1989 10. ELAN User's Guide, Schlumberger Educational Services, 1992
Resolusi Tinggi Salah satu kelebihan alat logging teknologi baru adalah ketajaman atau resolusi data yang Iebih baik. Mengapa resolusi tinggi ? Apa nilai tambahnya ? Apa manfaat bagi perhitungan cadangan ? Contoh di bawah ini membandingkan alat logging resistivitas umum (DIT) dengan FMI dengan jelas menjawab semua pertanyaan di atas: Pertanyaan: Berapakah tebal lapisan reservoar ini ?
