HANGGA WIJAYA Department of Geology Diponegoro University
ANALISIS PETROFISIK
1.1 Pengertian Analisis petrofisik merupakan salah satu proses yang penting dalam usaha untuk mengetahui karakteristik suatu reservoir. Melalui analisis petrofisik dapat diketahui zona reservoir, jenis litologi, identifikasi prospek hidrokarbon, porositas, volume shale dan saturasi air. 1.2 Persamaan Archie Gustave E. Archie, “bapak” dari analisa log, sumbangan yang terpenting dalam analisa log yaitu adanya hubungan antara porositas, resistivitas, dan saturasi hidrokarbon dari suatu batuan reservoir. Persamaan yang dipakai oleh Archie atau Archie’s equation yaitu : Resistivitas dari suatu formasi batuan yang mengandung air sebanding dengan resistivitas air formasi batuan itu. Faktor pembanding yang konstan disebut faktor formasi (F). Dengan rumus :
F=
Ro
: Resistivitas dari formasi batuan yang seluruh pori – porinya berisi air 100%
Rw
: Resistivitas air formasi
Archie juga menemukan variasi faktor formasi yang memiliki hubungan dengan porositas, ditulis dengan rumus :
F= F = Faktor formasi Ф = Porositas M = Faktor sementasi
Nilai a dam m memiliki variasi nilai dimana nilai tersebut berdasarkan dari variasi ukuran butir, pemilahan butir, dan tekstur batuan. Normal tingkatan nilai a sekitar 0,5 sampai 1,5. Dan nilai m dari 1,7 sampai 3,2. Archie biasanya menggunakan nilai a = 1 dan m = 2. Saturasi Air Archie menyatakan bahwa rumus dari saturasi air ditulis dengan rumus :
SW =
Kemudian nilai Ro dihubungkan dengan nilai faktor formasi dan nilai dari resistivitas air seperti yang dituliskan dengan persamaan berikut :
F=
Ro = F x Rw
F= Jadi hasil dari rumus yang dibuat oleh Archie tentang cara mencari nilai saturasi air bisa dituliskan dengan rumus :
Sw =
atau
Sw =
Sw
= Saturasi air
Ф
= Porositas
F
= Faktor formasi
a
= Panjang alur
m
= Faktor sementasi
Rw
= Resistivity water
Rt
= Tahanan formasi sebenarnya
1.3 Analisis Kualitatif a. Identifikasi Zona Reservoir Dalam mengidentifikasi zona reservoir umumnya dilakukan dengan membaca log gamma ray, log ini mengidentifikasi kandungan radioaktif yang terdapat dalam batuan dimana semakin tinggi kandungan radioaktifnya maka log gamma ray akan menunjukan nilai yang tinggi. Gamma ray dengan nilai yang tinggi biasanya mencirikan litologi berbutir halus (shaly) sedangkan gamma ray dengan nilai yang rendah biasanya menunjukan litologi berupa reservoir, baik itu sandstone maupun limestone, akan tetapi dalam kondisi lapangan tertentu juga ditemukan high gamma ray sand dimana lapisan sandstone banyak mengandung mineral feldspar sehingga kurva log gamma ray akan menunjukan defleksi nilai yang tinggi disebabkan oleh mineral feldspar yang bersifat radioaktif (Umumnya Potassium), untuk itu dalam penentuan zona reservoir kita juga harus mengkalibrasi dengan sampel cutting dan side wall core.
Zona Reservoir 1
Zona Reservoir 2
Gambar 1. Penentuan Zona Reservoir Menggunakan Log Gamma Ray
b. Identifikasi Jenis Litologi Setelah membagi zona reservoir kemudian kita dapat menentukan jenis litologi yang ada di lokasi penelitian, penentuan jenis litologi sangat penting terutama untuk memasukan nilai parameter dalam perhitungan petrofisik misalnya untuk memasukan faktor sementasi dan konstanta archie
karena
perbedaan
dalam
penafsiran
jenis
litologi
akan
mempengaruhi hasil dari perhitungan. Penentuan jenis litologi umumnya
didasarkan pada klasifikasi beberapa parameter dengan membaca log, log yang dibaca antara lain log resisitivity, log neutron, log sonic dan Photoelectric Index (PEF). Semakin banyak parameter log yang dipakai semakin baik dalam penafsiran jenis litologi, meski begitu kita tetap harus mengkalibrasi data kita dengan data sampel cutting maupun side wall core untuk mendapatkan data yang lebih akurat. Sebagai contoh kita dapat mengklasifikasikan jenis litologi berdasarkan klasifikasi Adi Harsono (1997) seperti yang terlihat dalam tabel 1. Tabel 1. Penentuan Jenis Litologi Berdasarkan Log (Harsono, 1997)
c. Identifikasi Prospek Hidrokarbon Log neutron merupakan log yang dapat membaca Hydrogen Index yang terkandung dalam batuan dengan cara menembakan neutron kedalam formasi, dimana semakin tinggi hidrogen indeksnya maka neutron yang dipantulkan kembali kedalam detektor dalam logging tools akan semakin sedikit (log neutron menunjukan nilai yang rendah) dan sebaliknya ketika kandungan hidrogen pada formasi sedikit maka jumlah neutron yang dipantulkan kembali kedalam detektor logging tools akan semakin banyak (log neutron menunjukan nilai yang tinggi). Log density merupakan log yang membaca fungsi dari densitas batuan, prinsip dari log ini adalah dengan menembakan sinar gamma kedalam formasi, sinar gamma tersebut akan menendang elektron keluar dan ditangkap oleh detektor dalam logging tools, banyaknya jumlah elektron yang ditangkap oleh detektor merupakan fungsi dari nilai densitas formasi (semakin banyak elektron yang ditangkap maka semakin tinggi densitas formasi dan sebaliknya). Ketika dikombinasikan dengan interval skala yang berlawanan maka log neutron dan density dapat digunakan untuk mendeteksi adanya
kandungan hidrokarbon yang ditunjukan oleh adanya cross over (butterfly effect), semakin besar separasi cross over yang ditunjukan oleh log neutron dan density maka dapat ditafsirkan bahwa hidrokarbon tersebut merupakan gas dan apabila separasinya sedikit lebih kecil maka ditafsirkan bahwa jenis hidrokarbon tersebut merupakan minyak atau air (Gambar 2). Selain itu kita juga perlu membandingkan dengan log resistivity, jika resistivitas menunjukan nilai
yang tinggi maka
dimungkinkan daerah cross over tersebut merupakan hidrokarbon akan tetapi jika resisitivitasnya rendah dimungkinkan zona tersebut merupakan air (Gambar 3).
Gambar 2. Zona Cross Over (Butterfly Effect)
Gambar 3. Hubungan Nilai Resisitivitas Terhadap Zona Hidrokarbon Dan Air
1.4 Analisis Kuantitatif Analisis log secara kuantitatif dimaksudkan untuk melakukan perhitungan nilai porositas, tahanan jenis formasi, saturasi, permeabilitas, volume shale dan ketebalan lapisan produktif. Berikut merupakan contoh perhitungan petrofisik dari suatu zona reservoir di cekungan Jawa Timur Bagian Utara. Tabel 2. Contoh Perhitungan Petrofisik Untuk Mencari Porositas Dan Saturasi Air
Tabel 3. Contoh Perhitungan Petrofisik Untuk Mencari Volume Shale
a. Perhitungan Porositas Sonik Log ini merupakan log yang digunakan untuk mengukur porositas selain density log dan neutron log dengan cara mengukur interval transite time (∆t), yaitu waktu yang dibutuhkan oleh gelombang suara untuk merambat didalam batuan formasi sejauh 1 ft. Peralatan sonic menggunakan sebuah transmitter dan dua buah receiver yang jarak antara keduanya adalah 1 ft. Untuk menghitung nilai porositas sonic kita dapat menggunakan persamaan berikut : Φ Sonic = (Δtlog-Δtma) / (Δtf-Δtma) Keterangan : Δtlog
: Nilai yang terbaca pada log sonic
Δtma
: Transite Time Matrix batuan (Lihat Tabel 4)
Δtf
: Transite Time Fluida (Lihat Tabel 4) Tabel 4. Transite Time Matrix (Asquith and Gibson, 1982)
Litologi Atau Fluida Batupasir Limestone Dolomite Air Tawar mud filtrate Air Asin mud filtrate Gas Oil
Δtma 55,5-51 47,6-43,5 43,5 189 185 920 230
b. Perhitungan Porositas Densitas Tujuan utama dari density log adalah menentukan porositas dengan mengukur nilai densitas bulk batuan, untuk mengukur nilai densitas batuan kita dapat menggunakan persamaan berikut : Φ D = (ρma-ρb) / (ρma-ρf) Keterangan : ρma
: Densitas matriks batuan (Lihat tabel 5)
ρma
: Densitas yang terbaca pada log density
ρf
: Densitas fluida rata-rata, gr/cc (1 untuk fresh water, 1.1 untuk salt
water) Tabel 5. Harga Densitas Matriks Batuan (Harsono, 1997)
Mineral Kuarsa Kalsit Dolomit Anhydrit Syfvit Halit Air Tawar Air Asin Minyak Batubara
Densitas Sebenarnya 2,654 2,710 2,870 2,960 1,984 2,165 1,000 1,146 0,850 1,200
ρma 2,648 2,710 2,876 2,977 1,863 2,032 1,000 1,135 0,850 1,173
c. Perhitungan Porositas Total Untuk menghitung porositas total didapatkan dari hasil pembacaan log neutron dan hasil perhitungan log density, kemudian dimasukan kedalam persamaan sebagai berikut : Pembacaan porositas pada log neutron : Φ N = Dibaca pada kurva log neutron Perhitungan porositas Neutron Density (Porositas Total) Jika tidak ada gas = Φ = (ΦN + ΦD) / 2 Jika ada gas = Φ = √(ΦN2 + ΦD2) / 2 Keterangan : ΦN
: Porositas Neutron
ΦD
: Porositas Densitas
d. Perhitungan Saturasi Air Dalam porositas batuan dapat tersimpan air maupun hidrokarbon, sehingga total dari air dan hidrokarbon yang mengisi rongga pada batuan dianggap 100% atau 1. Untuk mencari nilai saturasi hidrokarbon maka
dengan mengurangi nilai 100% tersebut dengan nilai saturasi air yang telah dihitung. Sh (%) = 100% - Sw (%) Keterangan : Sh
: Saturasi Hidrokarbon
Sw
: Saturasi Air Formasi
e. Perhitungan Volume Shale Di dalam formasi hampir semua batuan sedimen mempunyai sifat radioaktif tinggi, terutama terkonsenterasi pada mineral lempung (Clay Mineral). Formasi yang bersih biasanya mengandung sifat radioaktif yang kecil, kecuali lapisan-lapisan tersebut mengandung mineral tertentu yang bersifat radioaktif misalnya garam-garam potassium terlarutkan sehingga mempengaruhi pembacaan pada gamma ray. Dalam petrofisik perlu dilakukan perhitungan volume shale terutama pada lapisan shaly sand dimana
kandungan
clay
dapat
mempengaruhi
dalam
penilaian
produktifitas suatu lapisan reservoir. Untuk menghitung volume shale dapat digunakan persamaan sebagai berikut : Vsh = (GRlog – GRmin) / (GRmax – GRmin) Keterangan : GRlog
: Hasil pembacaan GR log pada lapisan yang dihitung
GRmin
: Hasil pembacaan GR log minimal (Zona non shale)
GRmax
: Hasil pembacaan GR log maksimal (Zona shale)
1.5 Pengukuran Faktor Sementasi Berdasarkan Data Core Dalam perhitungan faktor sementasi data yang diperlukan adalah data porositas dan juga faktor resistivitas formasi yang didapatkan dari sampel core pada suatu kedalaman tertentu. Misal pada kedalaman 4852.00 ft pada sumur X dengan litologi batugamping pengukuran porositas (Φ) pada data core tersebut menunjukan nilai 0.135 dan faktor resistivitas formasinya (F)
menunjukan nilai 56.82 maka selanjutnya kita dapat menghitung nilai faktor sementasi batuan (m) pada kedalaman tersebut kedalam persamaan archie, yaitu sebagai berikut : F = a / Φm Limestone a = 1, Sehingga
F = 1 / Φm m = - Log F / Log Φ
Keterangan : a : Panjang Alur/ Faktor Tortuosity (Lihat Tabel 6) Φ : Porositas m : Faktor Sementasi Batuan F : Faktor Resistivitas Batuan Tabel 6. Nilai Panjang Alur (Asquith and Gibson, 1982)
a
Unconsolidated Sandstone 0,62
Consolidate Sandstone 0,81
Carbonates 1
1.6 Estimasi Saturasi Hidrokarbon Berdasarkan Data Core Dalam analisis petrofisik data yang didapatkan dari hasil perhitungan perlu dikalibrasi dengan data pada sumur sekitarnya yang telah dilakukan pengambilan data core, hal tersebut berfungsi untuk meminimalisir kesalahan dari hasil perhitungan. Berikut merupakan contoh perhitungan eksponen porositas (Tabel 7) dan saturasi hidrokarbon berdasarkan data core (Tabel 8). Tabel 7. Perhitungan nilai m berdasarkan crossplot porosity dan formation factor
Depth (feet) 4852.00 6081.00 6485.00 4746.00 4795.00 4772.00 4792.00
Porosity (fraction) 0.135 0.109 0.116 0.279 0.261 0.089 0.214
Formation Resistivity Factor (F) 56.82 52.80 65.65 10.85 15.36 68.10 19.30
Porosity Exponent (m) 2.017 1.789 1.942 1.867 2.033 1.744 1.919
6007.00 6248.00 6272.00 6378.00
0.155 0.146 0.063 0.080
34.36 42.80 181.88 104.80
1.897 1.952 1.882 1.841
Tabel 8. Estimasi saturasi hidrokarbon (Berdasarkan data core)
WELLS Lithology Archie : a m n Rw@Ft Phi% F Ro Rt I SW% SH%
A SS 0.62 1.8 2 0.04 30 5.414 0.216 80 370.37 5.2 94.8
B LS 1 2 1.9 0.1 17 34.6 3.46 8 2.312 65.764 34.236
C DOL 1 2.5 2 0.02 16 97.65 1.953 20 10.24 31.249 68.76
D SS 0.62 1.8 2 0.01 19 12.32 0.123 9 73.17 11.7 88.3
E LS 1 2 1.9 0.2 25 16 3.2 100 31.25 17.88 82.12
F LS 1 2 1.9 0.05 9 123.45 6.172 21 3.402 54.215 45.78
G DOL 1 2.5 2 0.04 5 1.788.854 71.554 1000 13.975 26.74 73.26
a. Litologi Penentuan litologi didapatkan dari hasil pengamatan sampel (Cutting atau Side Wall Core) pada sumur tertentu baik itu pengamatan megaskopis maupun pengamatan mikroskopis melalui sayatan tipis. b. Panjang Alur / Faktor Tortuosity (a) Nilai panjang alur didapatkan dari hasil analisis laboratorium pada sampel core, nilai ini berhubungan dengan hubungan antar butir dari partikel sedimen diantaranya ukuran butir, variasi kompaksi dan struktur pori (Asquith and Gibson, 1992) c. Faktor Sementasi (m)
Butiran pada batuan sedimen diikat oleh semen yang membuat batuan tersebut menjadi terkonsolidasi dan tidak mudah lepas, semakin besar faktor sementasinya maka akan semakin kuat ikatan butiran sedimen tersebut dan sebaliknya semakin kecil faktor sementasinya maka semakin rendah tingkat konsolidasinya sehingga butiran mudah lepas. Harga faktor
sementasi ini dapat diketahui dari analisa sampel core yang didapatkan dan analisa tersebut merupakan analisa core spesial yang merupakan rangkaian dari suatu penilaian formasi. Dimana harga faktor sementasi yang diperoleh
dapat
digunakan
untuk
mengidentifikasikan
adanya
kemungkinan problem kepasiran, semakin kecil faktor sementasi yang diperoleh maka semakin besar kemungkinan problem kepasiran terbentuk. Nilai faktor sementasi pada batuan karbonat akan menunjukan angka yang tinggi. Umumnya nilai faktor sementasi untuk batupasir terkonsolidasi yaitu 1.8 < m < 2.0. pada batuan karbonat nilai faktor sementasi menunjukan nilai yang lebih bervariasi yang disebabkan oleh diagenesis dan kompleks porositasnya dimana menunjukan anilai 1.7 – 4.1 (Wikipedia). Untuk menghitung nilai Porosity Exponent (m) pada tabel 5 kita perlu mengukur nilai porositas (fraksi) dan faktor formasi (F) dari sampel, kemudian nilai m dihitung dengan menggunakan persamaan Archie berikut : F = a / Φm *a dianggap 1 karena reservoir berupa limestone Sehingga diperoleh : m = - log F / log Φ a
: Panjang Alur/ Faktor Tortuosity
Φ
: Porositas
m
: Faktor Sementasi Batuan / Porosity Exponent
F
: Faktor Formasi
d. Saturasi Eksponen (n) Saturasi Eksponen didapatkan dari hasil analisis laboratorium pada sampel core. e. Resistivitas Air Formasi
Resisitivitas air formasi bisa didapatkan dengan berbagai cara, salah satunya yaitu dengan pengukuran contoh air formasi di permukaan dimana dilakukan pencatatan terhadap temperatur permukaan. Untuk mendapatkan
harga Rw pada temperatur formasi dimana contoh air formasi tersebut berasal maka digunakan persamaan :
Keterangan : Rw(Tf) : Resistivitas Air Formasi Rw(Ts) : Resistivitas Air Formasi di Permukaan Tsurface : Suhu Air Formasi di Permukaan Tformasi : Suhu Air Formasi f. Porositas (Φ %)
Porositas merupakan ruang kosong yang dimiliki oleh batuan, nilainya dinyatakan dalam persen (%) dimana perhitungan tersebut didapatkan dari nilai volume porositas dibagi dengan volume total batuan. Perhitungan tersebut dapat didapatkan dari analisis laboratorium maupun dari perhitungan log, baik itu log sonic, log neutron maupun log density. g. Faktor Formasi (F) Merupakan faktor resistivitas batuan yang bisa juga didapatkan dari analisis sampel core, nilai faktor formasi juga bisa didapatkan dari persamaan archie yaitu: F = a / Φm Keterangan : a
: Panjang Alur/ Faktor Tortuosity
Φ
: Porositas
m
: Faktor Sementasi Batuan
F
: Faktor Resistivitas Batuan
h. Resistivitas Air Formasi Dengan Saturasi 100% (Ro) Ro merupakan resistivitas air formasi ketika saturasi air diasumsikan 100% dimana nilai Ro merupakan hasil perkalian antara nilai Resistivitas formasi (Rw) dengan faktor formasi (F) Ro = F x Rw Keterangan : Ro
: Resistivitas formasi dengan saturasi air 100%
F
: Faktor Formasi (Resistivitas Formasi)
Rw
: Resistivitas Air Formasi
i. Resistivitas yang Terbaca Pada Log Resistivity (Rt) Nilai resistivitas yang terbaca pada log resisitivity yaitu pada zona yang tidak terinvasi oleh lumpur pemboran sehingga yang terbaca merupakan true resisitivity. j. Indeks Resistivitas (I) Merupakan perbandingan antara tahanan listrik batuan sebenarnya (Rt) dengan tahanan yang dijenuhi oleh air formasi 100%, menggunakan persamaan sebagai berikut : I = Rt / Ro Keterangan : Rt : Resistivitas yang terbaca pada log Ro : Resistivitas yang dijenuhi air 100% k. Saturasi Air (Sw %) Saturasi air adalah tingkat kejenuhan air yang berada pada porositas batuan, dapat dicari dengan persamaan sebagai berikut : Sw = n√((a.Rw) / (Φm . Rt)) Atau SW = n√(F.(RW/RT)
Keterangan : n
: Saturasi Eksponen
a
: Panjang Alur/Faktor Tortuisity (Lihat tabel 6)
F
: Faktor Resistivitas Formasi
Rw
: Resistivitas Air Formasi
Φ
: Porositas Total
m
: Faktor Sementasi
Rt
: Resistivitas batuan sebenarnya (Dibaca pada log resistivity)
l. Saturasi Hidrokarbon (Sh %) Dalam porositas batuan dapat tersimpan air maupun hidrokarbon, sehingga total dari air dan hidrokarbon yang mengisi rongga pada batuan dianggap 100% atau 1. Untuk mencari nilai saturasi hidrokarbon maka dengan mengurangi nilai 100% tersebut dengan nilai saturasi air yang telah dihitung. Sh (%) = 100% - Sw (%) Keterangan : Sh
: Saturasi Hidrokarbon
Sw
: Saturasi Air Formasi
REFERENSI Asquith and Gibson. 1982. Basic Well Log Analysis For Geologist. Tusla, Oklahoma : AAPG Crain,
E.R. Archie’s Law (http://www.spec2000.net/resistivityarchie.htm) [Diakses pada 10 Nopember 2014)
Harsono, Adi. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. Jakarta : Schlumberger Oilfield Service Nugroho, Hadi. 2014. Buku Panduan Praktikum Geologi Minyak Dan Gas Bumi. Semarang : UNDIP
