Laporan Kuantitatif Imam

Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2013

BAB I PENDAHULUAN

I.1 Pendahuluan

Well We ll logg loggin ing g meru merupa paka kan n suat suatu u tekn teknik ik untu untuk k mend mendap apat atka kan n data data bawa bawah h permukaan dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan kedalam lubang sumur, untu untuk k eval evalua uasi si form formas asii dan dan iden identi tifi fika kasi si ciri ciri-c -cir irii batu batuan an di bawa bawah h perm permuk ukaa aan n (Schlumberger, 1958). Tujuan dari well logging adalah untuk mendapatkan informasi litologi, litologi, pengukuran pengukuran porositas, porositas, pengukuran pengukuran resistivitas, resistivitas, dan kejenuhan kejenuhan hidrokarbo hidrokarbon. n. Sedangkan tujuan utama dari penggunaan log ini adalah untuk menentukan zona, dan memperkirak memperkirakan an kuantitas kuantitas minyak minyak dan gas bumi dalam suatu reservoir. Pelaksanaan Pelaksanaan wirelin wirelinee loggin logging g merupa merupakan kan kegiata kegiatan n yang yang dilaku dilakukan kan dari dari memasu memasukka kkan n alat alat yang yang disebut sonde ke dalam lubang pemboran sampai ke dasar lubang. Pencatatan dilakukan dengan menarik sonde tersebut dari dasar lubang sampai ke kedalaman yang diinginkan dengan dengan kecepa kecepatan tan yang yang tetap tetap dan meneru menerus. s. Kegiata Kegiatan n ini dilaku dilakukan kan segera segera setelah setelah pekerjaan pengeboran selesai. Hasil pengukuran atau pencatatan tersebut disajikan dalam kurva log vertikal vertikal yang sebanding dengan kedalamannya kedalamannya dengan dengan menggunak menggunakan an skala tertentu sesuai keperluan pemakainya. Tampilan data hasil metode tersebut adalah dalam dalam bentuk bentuk log yaitu grafik grafik kedala kedalaman man dari dari satu set kurva kurva yang yang menunj menunjukk ukkan an parameter

yang

diukur

secara

berkesinambungan

di

dalam

sebuah

sumur

ters terseb ebut ut

dapa dapatt

(Harsono,1997). Dari Dari

hasi hasill

kurv kurvaa-ku kurv rvaa

yang yang

menu menunj njuk ukka kan n

para parame mete terr

diinterpreta diinterpretasikan sikan jenis-jenis jenis-jenis dan urutan-urutan urutan-urutan litologi serta ada tidaknya tidaknya Komposisi Komposisi hidrokarbon pada suatu formasi di daerah penelitian. Dengan kata lain metode well logging logging merupakan suatu metode metode yang dapat memberikan memberikan data yang diperlukan diperlukan untuk untuk mengevaluasi secara kualitatif dan kuantitatif adanya Komposisi hidrokarbon.

I.2 Maksud Dan Tujuan

Adapun maksud dan tujuan analisa log kuantitatif adalah untuk mengetahui karakteristik fisik batuan, baik litologi, mineral, porositas, maupun matriks yang didapat melalui identifikasi kurva-kurva dalam log kuantitatif.

Nama : Muhammad Imam Nugraha NIM : 111.112.002 Plug : 2

1


I.3 Dasar Teori

Dalam mengevaluasi suatu formasi, dilakukan dengan 2 macam evaluasi yaitu : 1. Evaluasi Kualitatif 2. Evaluasi Kuantitatif.

Analisa log kuantitatif membedakan antara clean formation dan shaly formation. Shaly formation membutuhkan perlakukan yang berbeda di dalam penghitungan sifat petrofisikanya. Hal ini dikarenakan hadirnya serpih (shale) yang cukup tinggi di dalam batuan reservoar. Hasil studi berbagai cekungan di dunia menunjukkan bahwa serpih terutama terdiri atas 50% lempung (clay) sedangkan sisanya 25% silika, 10% feldspar, 10% karbonat, 3% oksida besi, 1% bahan organik dan 1% mineral lain (Dewan, 1983). Peralatan logging di dalam melakukan pengukuran akan merespon formasi yang mempunyai ketebalan vertikal minimal 2-4 feet. Hal ini mengakibatkan serpih tersebut tidak dapat dibedakan oleh peralatan logging. Penghitungan sifat petrofisika batuan reservoar dapat dilakukan tanpa memperhatikan serpih tersebut. Analisis log secara kuantitatif mempunyai tujuan yaitu menghitung porositas efektif (Φe) dan kejenuhan air (Sw) pada suatu batuan reservoar yang mengandung hidrokarbon. Kedua parameter ini sangat penting di dalam meng-estimasi cadangan hidrokarbon yang ada didalam batuan reservoar tersebut. Di dalam menghitung kejenuhan air (Sw) parameter yang harus dicari terlebih dahulu adalah tahanan jenis air formasi (Rw) dan tahanan jenis foramsi (Rt). Pada wireline log Ini analisis kuantitatif yang dilakukan meliputi analisis perhitungan volume shale, porositas, densitas, true resistivity, water resistivity, saturasi, dimana volume shale yang dianalisis adalah data V shale Gamma Ray, V shale Spontaneous potential, V shale Neutron, V shale Density Neutron. Analisis kuantitatif bertujuan untuk mengetahui sifat fisika (physical properties) dari batuan. Parameter dari sifat fisika (physical properties) yang dihitung pada praktikum kali ini adalah porositas, saturasi air, dan saturasi hidrokarbon. Pada umumnya, perhitungan parameter petrofisika tersebut dilakukan pada zona air dan minyak atau untuk mengetahui nilai saturasi hidrokarbon dan saturasi air dalam suatu analisis log. Untuk mendapatkan nilai saturasi inidigunakan berbagai macam variable petrofisika yaitu faktor formasi, resistivitas dalam formasi, resistivitas dalam formasi Nama : Muhammad Imam Nugraha NIM : 111.112.002 Plug : 2

2


komposisi air tergantung pada zonanya apabila didaerah terinvasi maka nilai Rw digantikan oleh Rmf karena air formasi didesak keluar oleh fluida yangtersaring dari lumpur pada saat pemboran. Saturasi air merupakan kejenuhan air formasi adalah rasio dari volume pori yang terisi oleh air dengan volume porositas total. Apabila mengetahui saturasi air kita dapat mengetahui kandungan fluida dalam suatu formasi.

Evaluasi Litologi Berdasarkan Analisa Kuantitatif

Untuk menentukan lithologi suatu formasi yang menarik digunakan log sonic, log densitas dan log neutron. Untuk identifikasi lithologi dapat dignakan 2 metode : a. Plot M-N b. Plot M/D

a.

Plot M-N

Metode ini dengan log sonic, log neutron dan log densitas. Log tersebut digunakan untuk menghitung harga variable M dan N yang berguna untuk menentukan matrik dan formasi. Awalnya menentukan titik mid point pada setiap kedalaman yang bernilai 5 meter dengan interval 10 meter (contoh 2600-2610 dengan mid point 6605). Kemudian menentukan ρ bulk dengan membaca mid point pada log FDC, lalu menentukan NPHI dengan membaca mid point log CNL, serta menentukan Δt dengan membaca mid point log DTC. Setelah itu kita mencari harga M dan N dengan menggunakan persamaan Schlumberger, 1972, yaitu : M = N =

Δtf

Δt

ρ b

ρf

φ Nf ρ b

x 0,01

φ N ρf

Keterangan : ∆tf

= Interval waktu lewat cairan (189 untuk lumpur tawar)

∆t

= Interval waktu lewat zona yang menarik (dibaca dari log sonic)

ρf

= Densitas cairan (1,0 untuk lumpur tawar)

ρ b

= Densitas bulk zona yang menarik (dibaca dari log densitas)


3


φ N

= Porositas neutron zona yang menarik (dibaca dari log neutron)

φ Nf

= Porositas neutron cairan (1,0)

Harga M dan N tersebut kemudian dimasukkan kedalam suatu chart (CP-8) dan akan didapatkan komposisi mineral matriks batuan. Contoh pada GMB-03 dengan kedalaman 2600-2620 didapatkan bahwa komposisi mineralnya adalah approximate shale region dengan litologi shale.

b. Plot MID Seperti Plot M-N metode ini menggunakan log sonic, log densitas dan log neutron. Prosedur identifikasi lithologi dengan plot M/D adalah :

1. Melakukan cross plot antara log neutron dengan log densitas untuk mendapatkan harga porositas total semu (φtS1) menggunakan chart CP- I (Schlumberger, 1985).

2. Cross plot antara log sonic dan log neutron untuk mendapatkan harga porositas total semu (φtS2) menggunakan chart CP- 2 (Schlumberger, 1985). 3. Dengan Chart CP – 14 dilakukan cross plot harga ρb (dibaca dari log densitas) dengan harga porositas semu (ФtS 1) dan cross plot antara harga interval waktu lewat (dibaca dari log sonic) dengan harga porositas total semu (ФtS 2) untuk mendapatkan harga pmax (densitas matrik semu) dan harga ∆t max (interval waktu lewat matriks semu). 4. Cross plot antara pmax dan harga ∆t max untuk identifikasi matriks batuan dengan menggunakan chart CP-15 (Schlumberger, 1985).

BAB II Nama : Muhammad Imam Nugraha NIM : 111.112.002 Plug : 2

4


PEMBAHASAN

II. 1 Langkah Kerja Dan Contoh Perhitungan

1. Langkah awal dimulai dengan menentukan interval kedalaman, pada laporan ini digunakan kedalaman 2600 m – 2800 m 2. Mencari nilai tengah tiap interval dengan rumus: (nilai atas + nilai bawah)/2 Contoh : 2600 – 2610 m maka nilai tengahnya (2600+2610)/2 = 2605m 3. Membaca kurva bulk / FDC/RHOB . Tarik garis tengah kurva bulk, lalu baca nilai nilai tengah per-intervalnya. Contoh : pada kedalaman 2600 – 2610 m nilai p bulk nya adalah 2,12. 4. Membaca kurva NPHI/CNL. Tarik garis tengah

per-intervalnya, lalu baca

nilainya. Contoh : pada kedalaman 2600 – 26100 m nilai NPHI nya 0,34 5. Membaca kurva DTC /Sonik. Tarik garis tengah per-intervalnya, lalu baca nilainya. Contoh : pada kedalaman 2600 – 2610 m nilai DTC/Soniknya 115.

Langkah kerja metode M dan N :

1. Menghitung nilai M & N dengan rumus : tf ∆

- ∆t

M = ρ b - ρ x 0,01 f Contoh perhitungan : M =

189 - 115 2,12 - 1

x 0,01

= 0,661 N =

Nf - φ N φ b - ρ f ρ

Contoh perhitungan : N = N =

Nf - φ N φ b - ρ f ρ

1 - 0,34 2,12 - 1

= 0,589 Nama : Muhammad Imam Nugraha NIM : 111.112.002 Plug : 2

5


2. Plot masing-masing nilai M & N yang telah diperoleh ke dalam diagram CP-6 maka akan diketahui komposisi mineral tiap intervalnya. 3. Menentukan litologi batuan dapat diketahui setelah diketahui komposisi mineral yang telah didapatkan.

Langkah kerja metode MID :

1. mengeplot nilai p bulk & NPHI di diagram CP-1a untuk mengetahui nilai Φts1 dan komposisi mineral tiap interval 2. Plot nilai p bulk dan Φts1 di diagram CP-14 untuk mengetahui nilai Pmax

II.2 Metode MN

Pada metode ini didapatkan komposisi mineral dan litologi dari hasil perhitungan nilai M dan N. Nilai M terbesar pada interval 2710 – 2720 meter dengan nilai 0,716, sedangakan nilai terendah pada interval 2630 – 2640 meter dengan nilai 0,434. Nilai N terbesar pada interval 2670 – 2680 meter dengan nilai 0,602, sedangakan nilai terendah pada interval 2630 – 2640 meter dengan nilai 0,442. Komposisi mineral pada kedalaman 2600 – 2800 meter adalah shale dan anhydrite. Komposisi shale pada kedalaman 2600-2620 meter, 2630-2650 meter, 2660 – 2690 meter, dan 2720 – 2740 meter, 2780 – 2800 meter. Sedangkat komposisi mineral anhydrite pada kedalaman 2620 – 2630 meter dan 2690 – 2730 meter. Litologi pada kedalaman 2600 – 2800 meter hanya terdiri dari shale dan batulempung, kedalaman sesuai kedalaman komposisi mineral. Dimana jika komposisi

mineral

anhydrite

maka litologinya

adalah

batulempung, sedangkan komposisi mineral shale maka litologinya adalah shale.

II.2 Metode MID

Pada metode ini didapatkan komposisi mineral dan indikasi matrix dari pengeplotan diagram p bulk vs NPHI, NPHI vs Sonik, p bulk vs Φts1, ∆T vs Φts2, dan ∆tmax vs Tmax . Pada kedalaman 2600 – 2800 tidak bisa dianalisa kandungan matrix karena pada kedalaman ini nilai soniknya melebihi nilai 110 uS/ft, karena pada diagram NPHI vs Sonik nilai maksimal dari sonik adalah 110 uS/ft. Jika diagram NPHI vs Sonik kosong, sehingga tidak bisa mengerti kandungan mineral pada Φts2 dan tidak bisa mengeplot Nama : Muhammad Imam Nugraha NIM : 111.112.002 Plug : 2

6


diagram p bulk vs Φts1. Pada diagram p bulk vs Φts1 tidak bisa diplot sehingga tidak bisa mencari nilai Tmax dan tidak bisa menentukan kandungan matrixnya. Nilai dari Φts1 dan kandungan mineral didapatkan dari hasil pengeplotan diagram NPHI vs Sonik, dari diagram ini ada suatu kedalaman tidak ada nilai dan kandungan mineralnya dikarenakan titik dari suatu kedalamanya di luar diagram.

BAB III KESIMPULAN


7


Analisa Log Kuantitatif dilakukan antara lain untuk mengetahui kaidah dari evaluasi formasi, yaitu megetahui kenampakan fisik batuan, yaitu berupa litologi batuan, komposisi mineral ataupun matriksnya, di mana ketiganya didapatkan berhubungan satu dengan lainnya. Pada metode MN didapat kan komposisi mineral dan matrix dengan parameter nilai M dan N. Komposisi mineral pada kedalaman 2600 – 2800 meter adalah shale dan anhydrite. Komposisi shale pada kedalaman 2600-2620 meter, 2630-2650 meter, 2660 – 2690 meter, dan 2720 – 2740 meter, 2780 – 2800 meter. Sedangkat komposisi mineral anhydrite pada kedalaman 2620 – 2630 meter dan 2690 – 2730 meter. Litologi hanya shale dan batulempung. Pada metode MID tidak bisa ditentukan kandungan matrixnya karena nilai Soniknya melebihi 110 uS/ft.


8

Laporan Kuantitatif Imam

Recommend Documents