PENILAIAN FORMASI DAFTAR ISI
halaman PF 00 Pengantar
PF 00 - 01
PF 01 Koreksi pengaruh lubang bor
Tujuan
PF 01 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 01 – 02
Langkah Kerja
PF 01 – 02
•
Log Gamma Ray
PF 01 – 02
•
Log Deep Induction
PF 01 – 03
•
Deep Laterolog
PF 01 – 03
•
Laterolog7
PF 01 – 03
•
Medium Induction log
PF 01 – 03
•
Medium Laterolog (LLS)
PF 01 – 04
•
16” normal (R16)
PF 01 – 04
•
Spherically Focused Log (SFL)
PF 01 – 04
•
Micro-Spherically Focused Log (MSF)
PF 01 – 05
•
Micro-Laterolog (MLL)
PF 01 – 05
•
Compensated Neutron Log (CNL)
PF 01 – 05
•
Formation Density Compensated Log (FDC)
PF 01 – 05
•
Koreksi Invasi untuk Induction Logs
PF 01 – 06
•
Koreksi Invasi untuk Laterologs
PF 01 – 06
•
Perhitungan diameter atau invasi
PF 01 – 06
Daftar Pustaka
PF 01 – 08
Daftar Simbol
PF 01 – 09
Lampiran
PF 01 – 11
•
Latar Belakang
PF 01 – 11
•
Gambar dan Grafik
PF 01 – 14
i
PF 02 Menghitung Porositas Dari Satu Jenis Log
PF 03
Tujuan
PF 02 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 02 – 01
Langkah Kerja
PF 02 – 01
•
Log Listrik
PF 02 – 01
•
Log Radioaktif
PF 02 – 05
•
Log Sonic
PF 02 – 13
Daftar Pustaka
PF 02 – 16
Daftar Simbol
PF 02 – 17
Lampiran
PF 02 – 18
•
Latar Belakang
PF 02 – 18
•
Contoh Penggunaan
PF 02 – 31
Menentukan Komposisi, Litologi Dan Porositas Batuan Dengan Kombinasi Kombinasi Dua Jenis Log
Tujuan
PF 03 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 03 – 01
Langkah Kerja
PF 03 – 01
•
Metode Cross Plot FDL Dan SNP
PF 03 – 01
•
Metode Cross Plot FDL Dan CNL
PF 03 – 02
•
Metode Cross Plot Sonik Dan SNP
PF 03 – 03
•
Metode Cross Plot Sonik Dan CNL
PF 03 – 03
•
Metode Cross Plot FDL Dan Sonik
PF 03 – 03
•
Metode Cross Plot Litho Dan Density
Daftar Pustaka
PF 03 – 05
Daftar Simbol
PF 03 – 05
Lampiran
PF 03 – 06
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 03 – 06
•
Contoh
PF 03 – 08
•
Gambar yang Digunakan
PF 03 – 09
ii
PF 04 Menentukan Komposisi, Litologi Litologi Batuan Dengan Kombinasi Kombinasi Tiga Log
Tujuan
PF 04 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 04 – 01
Langkah Kerja
PF 04 – 01
•
Metode M-N Plot
PF 04 – 01
•
Metode MID Plot
PF 04 – 03
•
Metode Litho-Density-Neutron Plot
PF 04 – 03
Daftar Pustaka
PF 04 – 05
Daftar Simbol
PF 04 – 05
Lampiran
PF 04 – 06
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 04 – 06
•
Contoh Perhitungan
PF 04 – 06
PF 05 Penentuan Kandungan Shale (V SH SH )
Tujuan
PF 05 – 02
Metode dan Persyaratan
PF 05 – 02
Langkah Kerja
PF 05 – 02
•
Metode Gamma Ray
PF 05 – 02
•
Metode SP Log
PF 05 – 03
•
Metode R t Log
PF 05 – 04
•
Metode Neutron Log
PF 05 – 04
•
Metode Density-Neutron Log
PF 05 – 04
Daftar Pustaka
PF 05 – 05
Daftar Simbol
PF 05 – 06
Lampiran
PF 05 – 07
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 05 – 07
•
Contoh Soal
PF 05 – 12
•
Gambar dan Grafik
PF 05 – 14
iii
PF 06 Penentuan R w Dari Log
Tujuan
PF 06 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 06 – 01
Langkah Kerja
PF 06 – 02
•
Metode SP
PF 06 – 02
•
Metode R t
PF 06 – 04
•
Metode Resistivity-Porosity Cross Plot
PF 06 – 05
•
Metode R xo xo-R t
PF 06 – 06
Daftar Pustaka
PF 06 – 06
Daftar Simbol
PF 06 – 07
Lampiran
PF 06 – 08
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 06 – 08
•
Contoh Perhitungan
PF 06 – 08
•
Gambar dan Tabel
PF 06 – 10
PF 07 Penentuan R t
Tujuan
PF 07 – 02
Metode dan Persyaratan
PF 07 – 02
Langkah Kerja
PF 07 – 03
•
Pembacaan Langsung
PF 07 – 03
•
Metode Grafis
PF 07 – 03
Daftar Pustaka
PF 07 – 05
Daftar Simbol
PF 07 – 06
Lampiran
PF 07 – 07
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 07 – 07
•
Contoh Penggunaan
PF 07 – 09
•
Tabel dan Gambar yang Digunakan
PF 07 – 12
iv
PF 08 Penentuan R xo xo Dari Log
Tujuan
PF 08 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 08 – 01
Langkah Kerja
PF 08 – 02
•
Penentuan R xo xo Dari Microlog
PF 08 – 02
•
Penentuan R xo xo Dari Proximity Log
PF 08 – 03
•
Penentuan R xo xo Dari Microlaterolog
PF 08 – 04
•
Penentuan R xo xo Dari Microspherically Focused Log (MSFL)
PF 08 – 04
•
Penentuan R xo xo Dari Kombinasi Log Resistivity Jangkauan Dangkal, Menengah dan Dalam
PF 08 – 04
Daftar Pustaka
PF 08 – 05
Daftar Simbol
PF 08 – 06
Lampiran
PF 08 – 07
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 08 – 07
•
Contoh
PF 08 – 08
•
Gambar
PF 08 – 09
PF 09 Interpretasi Log Untuk Clean Sand
Tujuan
PF 09 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 09 – 01
Langkah Kerja
PF 09 – 02
•
Metode Kualitatif
PF 09 – 02
•
Metode Kuantitatif
PF 09 – 03
Daftar Pustaka
PF 09 – 05
Daftar Simbol
PF 09 – 06
Lampiran
PF 09 – 07
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 09 – 07
•
Contoh
PF 09 – 08
•
Gambar dan Tabel
PF 09 – 09
v
PF 10 Interpretasi Log Untuk Shally Sand
Tujuan
PF 10 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 10 – 01
Langkah Kerja
PF 10 – 03
•
Metode Automatic Compensation
PF 10 – 03
•
Metode Dispersed Clay
PF 10 – 04
•
Metode Simandoux
PF 10 – 05
•
Metode Dual Water
PF 10 – 06
Daftar Pustaka
PF 10 – 08
Daftar Simbol
PF 10 – 09
Lampiran
PF 10 – 11
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 10 – 11
•
Contoh Perhitungan
PF 10 – 16
•
Gambar-gambar yang Digunakan
PF 10 – 20
PF 11 Floating Persamaan m
Tujuan
PF 11 – 01
Metode
PF 11 – 01
Langkah Kerja
PF 11 – 01
•
Cementation Exponent Dari Formula Shell
PF 11 – 01
•
Cementation Exponent Dari Formula Nugent
PF 11 – 01
•
Cementation Exponent Dari Formula Rasmus
PF 11 – 01
Daftar Pustaka
PF 11 – 03
Daftar Simbol
PF 11 – 03
Lampiran
PF 11 – 06
vi
PF 12 Water Saturation Equations
Tujuan
PF 12 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 12 – 01
Langkah Kerja
PF 12 – 01
•
Saturasi Air Dari Metode Archie
PF 12 – 01
•
Saturasi Air Dari Metode Simandoux
PF 12 – 03
•
Saturasi Air Dari Methode Waxman-Smits (CEC)
PF 12 – 03
•
Saturasi Air Dari Methode Waxman-Smits-Juhasz
PF 12 – 04
•
Saturasi Air Dari Bulk Volume Water (Bulk Volume Water)
PF 12 – 05
•
Indonesian Water Saturation Untuk Dispersed Shaly Sands
PF 12 – 05
•
Saturasi Air Dari Metode Ratio
PF 12 – 06
•
Saturasi Air Dari Metode Poupon Untuk Laminated Sands
PF 12 – 07
•
Saturasi Air Dari Methode Modified Simandoux Untuk
•
Laminated Sands
PF 12 – 07
Water Saturation Smoothing
PF 12 – 08
Daftar Pustaka
PF 12 – 09
PF 13 Perkiraan Permeabilitas Dari Log
Tujuan
PF 13 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 13 – 01
Langkah Kerja
PF 13 – 02
•
Metode Resistivity Gradient
PF 13 – 02
•
Metode Hubungan Porositas dan Saturasi
PF 13 – 02
Daftar Pustaka
PF 13 – 04
Daftar Simbol
PF 13 – 05
Lampiran
PF 13 – 06
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 13 – 06
•
Contoh Perhitungan
PF 13 – 08
•
Gambar dan Tabel yang Digunakan
PF 13 – 10
vii
PF 14 Perhitungan Densitas Hidrokarbon
Tujuan
PF 14 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 14 – 01
Langkah Kerja
PF 14 – 01
•
Metode Perhitungan
PF 14 – 01
•
Metode Grafis
PF 14 – 03
Daftar Pustaka
PF 14 – 04
Lampiran
PF 14 – 05
PF 15 Interpretasi Logging Sumur Di Lokasi Untuk Menghitung Saturasi (Quick Look)
Tujuan
PF 15 – 01
Metode dan Persyaratan
PF 15 – 01
Langkah Kerja
PF 15 – 03
•
Metode Cross-Plot
PF 15 – 03
•
Metode Pembacaan Langsung Dengan Mistar Khusus
PF 15 – 05
•
Metode Grafis
PF 15 – 05
Nomograph
PF 15 – 05
PF 15 – 05
Metode Perbandingan (Ratio Method)
Daftar Pustaka
PF 15 – 07
Daftar Simbol
PF 15 – 08
Lampiran
PF 15 – 09
•
Latar Belakang dan Rumus
PF 15 – 09
•
Contoh Perhitungan
PF 15 – 11
•
Gambar yang Digunakan
PF 15 – 16
PF 16 Persamaan Penentuan Lithology
Umum
PF 16 – 01
Kombinasi Log Gamma Ray Neutron - Density
PF 16 – 01
Plot Litologi M-N
PF 16 – 02
Plot Litologi MID
PF 16 – 07
Plot MID ρmaa
Penentuan Tipe Batuan dan Pemetaan Fasies
PF 16 – 14
Daftar Pustaka
PF 16 – 17
vs U maa
PF 16 – 10
viii
PF 17 Hydraulic Flow Unit
PF 17 – 01
PF 18 Borehole Imager
Fullbore Formation MicroImager (FMI)
PF 18 – 01
Oil-Base MicroImager (OBMI)
PF 18 – 04
Ultrasonic Borehole Imager (UBI)
PF 18 – 09
PF 19 CBL & VDL
Metode I (100% semen)
PF 19 – 01
Metode II (80% semen)
PF 19 – 03
Metode III (75% semen)
PF 19 – 05
PF 20 CO Log
PF 20 – 01
PF 21 NMR
Metode
PF 21 – 01 •
Proton Alignment
PF 21 – 02
•
Spin Tipping
PF 21 – 02
•
Precession dan Dephasing
PF 21 – 03
•
Refocusing: Spin Echoes
PF 21 – 04
•
Transverse Relaxation, T 2
PF 21 – 04
•
Longitudinal Relaxation, T 1
PF 21 – 05
Mekanisme Relaksasi NMR
PF 21 – 05
•
Relaksasi Permukaan Butir (Grain Surface Relaxation)
PF 21 – 06
•
Relaksasi difusi molekul pada gradien medan magnetik
PF 21 – 07
•
Relaksasi fluida-keseluruhan ( Bulk fluid relaxation)
PF 21 – 07
•
Kesimpulan proses relaksasi
PF 21 – 08
Aplikasi •
•
•
•
PF 21 – 08 Distribusi T2
PF 21 – 08
Lithology-independent porosity
PF 21 – 09
Permeabilitas
PF 21 – 11
Free-fluid index
PF 21 – 12
ix
PF 22 Log PEF Interpretation
PF 22 – 01
Perhitungan Pe
PF 22 – 01
Ketergantungan Pe terhadap Litologi
PF 22 – 02
Kedalaman Penetrasi dan Resolusi vertikal
PF 22 – 04
Pengaruh – pengaruh di lubang sumur
PF 22 – 04
Aplikasi
PF 22 – 05
Interpretasi Litologi Dengan Kurva ( ρ b - Pe)
PF 22 – 06
PF 23 Introduction to Cased Hole Log
PF 23 – 01
Natural Gamma Ray Log
PF 23 – 01
Natural Gamma Ray Spectometry Tool (NGS)
PF 23 – 03
Neutron Log
PF 23 – 07
Sonic Log
PF 23 – 08
Thermal Decay Time Log
PF 23 – 18
Gamma Ray Spectometry Tool
PF 23 – 20
PF 24 Cased Hole Formation Resistivity
PF 24 – 01
x
PENILAIAN FORMASI PENGANTAR
PF 00 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 4 : 2 / Juli 2003
Sejak sekitar tahun 1970-an diperkenalkan synergy multi disiplin untuk melakukan pengkajian lapangan migas yang kemudian berkembang pesat berkat kemajuan berbagai penelitian terapan maupun kontribusi komputer dalam lingkup ini sekitar era tahun 1980-an, peranan penilaian formasi menjadi lebih signifikan sebagai salah satu mata rantai penghubung antar disiplin geofisika, geologi dan reservoir/simulation engineer. Kalau sebelumnya pengkajian lapangan migas dilakukan dengan pendekatan garis ( line approach), pada era synergy ini pendekatannya dapat digambarkan sebagai pendekatan spiral, dimana
semua disiplin melakukan assessment awalnya masing masing dan mengkomunikasikan hasilnya dalam tim untuk mendapatkan gambaran bersama pemodelan awal, yang memerlukan penghalusan ( refinement ) dengan assessments selanjutnya. Demikianlah penghalusan demi penghalusan akan senantiasa diperlukan seiring dengan makin bertambah majunya ( advanced ) interpretasi yang dilakukan maupun adanya tambahan data yang tersedia. Pada hakekatnya ekspresi kuantitatif menjadi bahan utama komunikasi antar disiplin tersebut mengikuti karakter sarana utamanya yaitu suatu komunikasi berbasis komputer.
Pedoman ini ditujukan bagi mereka yang telah mengenal fundamentals of well logging. Isinya difokuskan terutama pada uraian mengenai hubungan berbagai respons log menyangkut kelakuan petrofisis yang penting misalnya porositas, saturasi hidrokarbon, permeabilitas dan lithologi, mulai dari formula sederhana dengan data terbatas yang hanya mampu menghasilkan interpretasi yang kurang akurat tetapi cepat didapat sampai
teknik interpretasi lanjut seperti cross-plotting, dsb. yang memberikan hasil
perhitungan yang lebih akurat tetapi juga menuntut perhitungan yang lebih rumit dan tersedianya data yang lebih lengkap. Suatu paket program komputer khusus disusun sebagai penunjang pemahaman dan penggunaan modul PF-01 sampai dengan PF-16 pedoman ini untuk memudahkan perhitungan yang diperlukan didalamnya.
Pada dasarnya penilaian formasi bertumpu pada interpretasi log. Pengalaman menunjukkan bahwa hal utama yang perlu mendapat perhatian pada saat pertama kali mengkaji rekaman hasil log adalah meneliti kondisi lubang bor. Tantangannya adalah bahwa seringkali zona yang menarik justru terletak pada zonazona dengan kondisi lubang bor yang kurang bagus ( caving, dsb) karena kondisi batuannya (batu pasir lepas, permeabel, berpori relatif besar, dsb) memang menyebabkan kondisi demikian saat dibor. Karena itu koreksi semua hasil rekaman terhadap pengaruh kondisi lubang bor menjadi perhatian utama dan ditempatkan pada modul pertama PF-01. Secara sederhana interpretasi log dapat diartikan sebagai perkiraan besarnya pori, pemahaman padatannya dan perkiraan isi fluida porinya. Sejak awal kajian porositas menjadi besaran pertama yang harus diperkirakan. Hal ini diuraikan berturut-turut pada modul Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENGANTAR
PF 00 Halaman Revisi/Thn
: 2 / 4 : 2 / Juli 2003
PF-02, PF-03 dan PF-04 mulai dari cara perhitungan sederhana yang didapat dari satu jenis log, dua log dan tiga jenis log hingga menjangkau perkiraan komposisi dan lithologi batuan. Besaran berikutnya yang dikategorikan sebagai gangguan kemurnian ( impurities) yaitu kandungan lempung ( V sh) diuraikan pada PF-05. Selanjutnya menyangkut perkiraan fluida pengisi pori diperlukan perhitungan mengenai besarnya tahanan listrik air formasi ( Rw) diuraikan pada modul PF-06 yang dilanjutkan dengan penentuan tahanan formasi Rt dan penentuan tahanan dinding lubang bor R xo masing masing pada modul PF-07 dan PF-08. Perhitungan komprehensif pertama diuraikan pada modul PF-09 menyangkut model interpretasi Clean Sand yang diikuti modul PF-10 mengenai interpretasi lanjut ( advanced ) yang pertama yaitu model
interpretasi Shaly Sand . Modul selanjutnya PF-11, PF-12, PF-13, PF-14 dan PF15 merupakan modul modul yang diperlukan bagi interpretasi lanjut ( advanced ) tetapi umumnya dilakukan pada suatu kajian lengkap yaitu mengenai arti besaran ” m” faktor sementasi batuan, penentuan saturasi air, perkiraan permeabilitas batuan, densitas hidrokarbon dan penentuan lithologi batuan yang lebih kompleks. Bagian yang dilengkapi dengan program komputer pendukung ini memberikan pula petunjuk praktis perhitungan ringkas (Quick Look ) yang umum dilakukan dilapangan sebagai panduan engineer melakukan apresiasi kuantitatif awal terhadap rekaman log yang didapat on the spot , dan ditutup dengan modul PF16 mengenai Multimineral, merupakan apresiasi lanjut ( advanced ) data log yang memerlukan masukan dari berbagai sumber data lainnya baik dari geofisika dan terutama geologi, sehingga pengguna disyaratkan pula untuk membekali diri dengan pemahaman petrofisika yang lebih mendalam.
Modul-modul selanjutnya menguraikan berbagai teknik mutahir yang sudah umum dilakukan dilapangan dewasa ini maupun beberapa teknik serta konsep (seperti Hydraulic Flow Unit ) yang mempunyai kecenderungan berperan penting dalam synergy multidisiplin dimasa mendatang. Modul modul ini tanpa program komputer pendukung dan dimaksudkan sebagai pengantar mendalami masalah ini lebih lanjut untuk memfasilitasi pembekalan kompetensi para engineer pemakai pedoman ini dalam berkomunikasi dengan berbagai disiplin yang terkait.
Sebagai penutup pengantar ini diskemakan alur kerja interpretasi log sebagaimana dinyatakan pada Gambar 00 -1.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENGANTAR
Gambar 00 - 1 Skema alur kerja interpretasi log
Manajemen Produksi Hulu
PF 00 Halaman Revisi/Thn
: 3 / 4 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENGANTAR
Gambar 00 - 1 (lanjutan) Skema alur kerja interpretasi log
Manajemen Produksi Hulu
PF 00 Halaman Revisi/Thn
: 4 / 4 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 18 : 2 / Juli 2003
Penilaian formasi sebagian besar bersandar pada interpretasi log. Sementara interpretasi log itu sendiri mengandalkan data yang diperoleh dari log. Data itu sendiri membutuhkan pengolahan ( treatment ) sebelum bisa dianggap layak dan memadai untuk dipergunakan.
Ada dua macam kendali mutu ( Quality Control), yaitu mutu rekaman dan mutu penyidikan. Kendali mutu rekaman dilakukan dengan meneliti kewajaran hasil rekaman digital. Ini dikoreksi dengan menghapus bagian yang jelas jelas tidak wajar, mengosongkan bagian itu atau mengambil harga rata rata dari sekitarnya. Koreksi jenis ini tidak dibahas dalam panduan ini, tetapi diberikan contoh cara melakukannya pada perangkat lunak pendukung sebagai bagian yang mutlak diperlukan sebelum melakukan interpretasi.
Kendali mutu penyidikan dilakukan dengan melakukan koreksi dari pengaruh lingkungan ( environment corrections) karena meskipun sonde penyidik sudah dirancang sedemikian rupa agar tidak sensitif
terhadap keadaan yang berjarak dekat terhadap sonde, karena yang diharapkan justru data mengenai keadaan alamiah bagian yang berada lebih jauh masuk kedalam formasi, tetapi sinyal parasit itu senantiasa ada. Dengan mengenal kondisi sekitar yang dekat dengan sonde (besarnya lubang bor, densitas lumpur, suhu, dsb.) dapat dilakukan koreksi yang dimaksud. Pengalaman menunjukkan, justru pada kondisi lubang bor yang kurang bagus, biasanya dijumpai reservoir yang bagus, karena buruknya hasil pemboran bisa jadi disebabkan oleh porositas dan permeabilitas yang bagus, sehingga untuk mengapresiasi data pada kondisi lubang bor yang buruk, diperlukan kejelian yang ekstra. Koreksi jenis ini diuraikan pada modul ini.
1. TUJUAN
Melakukan koreksi terhadap data logging. Data perlu dikoreksi karena adanya perbedaan atau penyimpangan dari keadaan yang sebenarnya. Hal ini disebabkan oleh kondisi sumur yang diameternya tidak seragam, pengaruh lumpur pemboran dan lain sebagainya. Penyesuaian harus dilakukan pada pengukuran log untuk mengembalikannya pada kondisi standard, yang sesuai dengan peralatan yang digunakan. Pada bab ini, koreksi yang digunakan adalah koreksi secara matematis, sebagai pengantar untuk software pendamping.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 01
KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 18 : 2 / Juli 2003
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE
•
Koreksi Gamma Ray terhadap Efek Lubang Sumur
•
Koreksi Deep Induction Log terhadap Efek Lubang Sumur
•
Koreksi Deep Laterolog terhadap Efek Lubang Sumur
•
Koreksi Laterolog7 terhadap Efek Lubang Sumur.
•
Koreksi Medium Induction Log terhadap Efek Lubang Sumur
•
Koreksi Medium Laterolog (LLS) terhadap Efek Lubang Sumur
•
Koreksi 16” normal (R16) terhadap Efek Lubang Sumur.
•
Koreksi Spherically Focused Log (SFL) terhadap Efek Lubang Sumur
•
Koreksi Micro-Spherically Focused Log (MSF) terhadap Efek Lubang Sumur
•
Koreksi Micro-Laterolog (MLL) terhadap Efek Lubang Sumur.
•
Koreksi Compensated Neutron Log (CNL) terhadap Efek Lubang Sumur.
•
Koreksi Formation Density Compensated Log (FDC) terhadap Efek Lubang Sumur.
•
Koreksi Invasi untuk Induction Logs.
•
Koreksi Invasi untuk Laterologs.
•
Perhitungan Diameter Invasi. Induction Log Laterologs
2.2. PERSYARATAN Tersedia data log, data lubang sumur dan data lumpur yang akan dikoreksi.
3. LANGKAH KERJA
3.1. Koreksi Gamma Ray terhadap Efek Lubang Sumur
GRc = GR (1 + 0.04 ( MW − 8.3)) (1 + 0.06 (CAL − 8)) Bila CAL = 0 maka CAL = HOLE SIZE Bila MW = 0 maka GRc = GR
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 01
KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
Halaman Revisi/Thn
: 3 / 18 : 2 / Juli 2003
3.2. Koreksi Deep Induction Log terhadap Efek Lubang Sumur Bila CAL ≤ 12 maka G = (0.0001 × CAL ) − 0.0011 . Bila CAL > 12 maka G = (0.00073 × CAL ) − 0.0092
Rdeepc =
Rdeep × RM × (1 − G )
( RM − (G × R )) deep
3.3. Koreksi Deep Laterolog terhadap Efek Lubang Sumur
⎛ Rdeep ⎞ ⎟⎟ X = LOG ⎜⎜ ⎝ RM ⎠ Bila X < −1 dan X > 0 maka X = −1 Bila X > 4 maka X = 4 Bila X ≤ 0 maka Rdeepc = Rdeep × 0.83 Bila X < 1 maka Rdeepc
= Rdeep × (0.83 + (0.46 × ( LOG CAL) − 0.26)× X 0.4 )
Bila X ≥ 1 maka A = 0.566 + 0.46 × ( LOG CAL ) Rdeepc = Rdeep × ( A − ( A − 0.814) × (0.334 × ( X − 1)) × (0.334 × ( X − 1)))
3.4. Koreksi Laterolog7 terhadap Efek Lubang Sumur.
⎛ Rdeep ⎞ ⎟⎟ X = LOG ⎜⎜ RM ⎝ ⎠ Y = 1 + (0.157 × X ) − 0.067 × X 2
⎛
⎞ (CAL − 11) ⎟⎟ + 11 ⎝ 1 + 0.498 × ( X − 1) × ( X − 1) ⎠
A = ⎜⎜
Rdeepc = Y × Rdeep × (0.78 + 0.02 × A)
3.5. Koreksi Medium Induction Log terhadap Efek Lubang Sumur Bila CAL ≤ 8 maka G
= (0.0001× CAL) − 0.0004
Bila CAL > 16 maka G
Manajemen Produksi Hulu
= 0.0091 selain itu bila
CAL > 8 , G
= (0.001125 × CAL) − 0.0091
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
Rmedc =
: 4 / 18 : 2 / Juli 2003
Rmed × RM × (1 − G )
( RM − (G × Rmed ))
3.6. Koreksi Medium Laterolog ( LLS ) terhadap Efek Lubang Sumur
⎛ R ⎞ X = LOG ⎜ med ⎟ ⎝ RM ⎠ Bila X < −1 maka X = −1 Bila X > 4 maka X = 4 Bila X ≤ 0 maka R medc = R med × (1.07 + 0.029 X (CAL − 10.2 )) Bila X < 1 maka R medc = R med × (1.03 + 0.03 ( X .6 ) × (CAL − 10.2))
⎛ ⎝
Bila X ≥ 1 dan X < 2 dan CAL < 13 maka Rmedc = Rmed × ⎜1.04 − (0.011 × X ) +
(CAL − 8) ⎞ 33
Selain dari itu ( X ≥ 2 ) ,
⎛ ⎝
Rmedc = Rmed × ⎜1.04 − (0.011 × X ) +
(CAL − 8) ⎞
(CAL−10.2 )
⎟ + Rmed × (0.01 × (1 + ( X − 2))) ⎠
33
3.7. Koreksi 16” normal ( R16 ) terhadap Efek Lubang Sumur.
⎛ R ⎞ X = LOG ⎜ med ⎟ ⎝ RM ⎠ R medc = RM × 10
((1+ 0.02(CAL −10 ))−0.9 + X (1.07 −0.35 CAL )+ X
Bila X < 0 maka Rmedc
2
(0.035×CAL − 0.15 ))
= Rmed
Bila X < 0.95 maka Rmedc = RM × 10
( X ×(1+ 0.02×(CAL −10 ) ))
3.8. Koreksi Spherically Focused Log (SFL) terhadap Efek Lubang Sumur
⎛ R ⎞ X = LOG ⎜ med ⎟ ⎝ RM ⎠ Bila X < 0 maka Rmedc = Rmed × 1.12
(
(
Bila X ≥ 0 dan X < 1 maka Rmedc = Rmed × 1.12 + 0.033 (CAL − 11) × X 0.5 Manajemen Produksi Hulu
))
⎟ ⎠
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
: 5 / 18 : 2 / Juli 2003
Bila X ≥ 1 dan X ≤ 2.5 maka Rmedc = Rmed × (1.12 + 0.033 (CAL − 11) − 0.03 ( X − 1)) Selain itu ( X > 2.5) , maka Rmedc = Rmed × 1.12 + 0.033 (CAL − 11) − 0.03 ( X − 1) + Rmed × 0.01 ( X − 1.5)
(0.39×(CAL −3))
)))
3.9. Koreksi Micro-Spherically Focused Log ( MSF ) terhadap Efek Lubang Sumur
⎛ R ⎞ X = LOG ⎜ sh ⎟ ⎝ RMC ⎠ Bila X < −1 maka X = −1 Bila X > 4 maka X = 4 Bila X ≤ 0 maka Rshc
= Rsh × 0.72
Selain nilai itu, maka Rshc
= Rsh × (0.7 + 0.1 X )
3.10. Koreksi Micro-Laterolog ( MLL) terhadap Efek Lubang Sumur.
⎛ R ⎞ X = LOG ⎜ sh ⎟ ⎝ RMC ⎠ Bila X < −1 maka X = −1 Bila X > 4 maka X = 4 Bila X ≤ 0 maka Rshc
= Rsh × 0.77
(
Selain nilai itu, maka R shc = R sh × 0.77 + 0.06 X 2
)
3.11. Koreksi Compensated Neutron Log (CNL) terhadap Efek Lubang Sumur.
CNLc = CNL (1 + 0.001(TF − 75 ) + 0.016 ( MW − 8) − 0.0004 SAL − 0.0000053 PSI )
3.12. Koreksi Formation Density Compensated Log (FDC ) terhadap Efek Lubang Sumur. Bila CAL ≤ 9 maka FDC c
= FDC
Selain diatas, FDC c = FDC − 0.096 + 0.014 CAL − 0.00033 CAL
2
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 01
KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
Halaman Revisi/Thn
: 6 / 18 : 2 / Juli 2003
3.13. Koreksi Invasi untuk Induction Log Bila RESD < RESM dan bila RESM < RESS , maka H =
RESS RESD − 1
, B =
RESM RESD − 1
, C =
H B
, D
(
)
2 E = −1.44 H + 2.47 C − 2.76 , G = −0.5 D − 4 E
Selain nilai di atas, maka G
= 0.59 × ( H − 2.21C + 1.35) , 0.5
+ D
=1
Rt = G × RESD
3.14. Koreksi Invasi untuk Laterolog Bila
Bila
RESD RESS RESD RESM
≤ 1 maka Rt = 1.7 RESD − 0.7 RESM ≥ 1.1 maka Rt = 1.1 RESD
Selain nilai tersebut, maka C =
RESM RESS
Bila C = 1
maka Rt
Bila C ≠ 1
maka Rt = 2.18 C ×
1.78 1.78
×
( RESD − RESS ) ( RESD − RESM )
= RESD RESD
1.78 C − 1
3.15. Perhitungan Diameter Invasi. Induction Log
⎛ RESM ⎞ ( RESD − Rt ) ⎟⎟ C = ⎜⎜ R ⎝ t ⎠ ( RESM − RESD) ⎛ 100 ⎞ ⎟ 0.5 C − 0.04 ⎝ 10 ⎠
Di = 33 (C + 1) − min ⎜
Laterologs
Bila
Rt RESD
Manajemen Produksi Hulu
> 1 , maka Di = 10
⎛ Rt ⎞ −1 ⎟ ⎜ ⎝ RESD ⎠
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
Bila
Bila
⎛ RESD ⎞ ⎟⎟ < 1 , maka Di = 160 ⎜⎜1 − R RESD t ⎠ ⎝ Rt
Rt RESD
Manajemen Produksi Hulu
= 1 , maka Di = 0
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 18 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA
1. E.R. Crain, " The Log Analysis Handbook, Volume 1, Quantitative Log Analysis Methods", PENNWELL Books, Tulsa, Oklahoma, USA, 2000. 2. www.pe.utexas.edu/Dept/Academic/Courses/F2002/PGE368/PDFs/Electrical_Logging.pdf 3. www.geogateways.com/browse.asp?topicID=9&subTopicID=91 4. www.reeves-wireline.com/chartpdfs/CompactCharts.pdf 5. www.crockerdata.com.au/petrolog.html
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 9 / 18 : 2 / Juli 2003
5. DAFTAR SIMBOL
CAL
= pembacaan ukuran lubang dari caliper log (in.)
RM
= resisitivitas lumpur pada temperature formasi (F)
RMC
= resisitivitas mudcake pada temperatur formasi (F)
MW
= berat lumpur (lb/gal)
HOLE SIZE = diameter sumur GR
= pembacaan log gamma ray (API units)
GRC
= koreksi gamma ray corrected terhadap ukuran lubang sumur dan berat lumpur (API units)
TF
= temperatur formasi (F)
SAL
= salinitas air formasi (ppm)/1000
PSI
= tekanan pada kedalaman tertentu (pounds/in2)
CNLC
= koreksi CNL
CNL
= original CNL
FDC C
= koreksi FDC
FDC
= original FDC
Di
= diameter invasi (in)
Untuk 3.2. Koreksi Deep Induction Log : Rdeepc
= koreksi deep induction
Rdeep
= original deep induction
Untuk 3.3. Koreksi Deep Laterolog : Rdeepc
= koreksi deep Laterolog
Rdeep
= original deep Laterolog
Untuk 3.4. Koreksi Laterolog7 : Rdeepc
= koreksi deep Laterolog7
Rdeep
= original deep Laterolog7
Untuk 3.5. Koreksi Medium Induction Log : Rmedc
= koreksi medium induction
Rmed
= original medium induction
Untuk 3.6. Koreksi Medium Laterolog (LLS) : Rmedc
= koreksi medium Laterolog
Rmed
= original medium Laterolog
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
Untuk 3.7. Koreksi 16” normal (R16) : Rmedc
= koreksi medium SFL
Rmed
= original medium SFL
Untuk 3.8. Koreksi Spherically Focused Log (SFL) : Rmedc
= koreksi medium SFL
Rmed
= original medium SFL
Untuk 3.9. Koreksi Micro-Spherically Focused Log (MSF) : Rshc
= koreksi shallow MSF
Rsh
= original shallow MSF
Untuk 3.10. Koreksi Micro-Laterolog (MLL) : Rshc
= koreksi MLL
Rsh
= original MLL
Untuk 3.13. Koreksi Invasi untuk Induction Log : RESD
= pembacaan log deep induction
Rt
= koreksi pembacaan log deep induction untuk invasi
RESM
= pembacaan log medium induction
RESS
= pembacaan log shallow induction
Untuk 3.14. Koreksi Invasi untuk Laterolog : RESD
= pembacaan deep Laterolog
RESDC
= koreksi pembacaan deep Laterolog untuk invasion
RESM
= pembacaan log medium Laterolog (ohm-m)
RESS
= pembacaan log shallow Laterolog (ohm-m)
Untuk 3.15. Perhitungan Diameter Invasi : Rt
= pembacaan log corrected deep Laterolog
RESM
= pembacaan log medium Laterolog (ohm-m)
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 10 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 11 / 18 : 2 / Juli 2003
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG Pengukuran yang dilakukan pada operasi logging, mengalami penyimpangan dengan keadaan sebenarnya. Hal ini disebabkan oleh kondisi sumur yang diameternya tidak seragam, pengaruh lumpur pemboran dan lain sebagainya. Penyesuaian harus dilakukan pada pengukuran log untuk mengembalikannya pada kondisi standard, yang sesuai dengan peralatan yang digunakan. Pengukuran yang berbeda membutuhkan koreksi yang berbeda pula. Sebagai contoh, pengukuran resistivitas biasanya membutuhkan koreksi lubang bor, invasi dan shoulder beds, dan mungkin juga dikoreksi terhadap apparent dip, anisotropy dan surrounding beds pada sumur horisontal. Pengukuran density hanya membutuhkan koreksi terhadap ukuran lubang bor, dimana pengukuran neutron porosity membutuhkan koreksi terhadap temperatur, tekanan dan paremeter lubang bor
dan formasi, dengan jumlah koreksi yang banyak. Tidak semua koreksi memberikan perubahan signifikan pada setiap kondisi. Koreksi dapat dilakukan dengan melakukan perhitungan secara manual, menggunakan chart atau menggunakan software. Secara umum, koreksi dilakukan sesuai dengan urutan-urutan tertentu, sebagai contoh pertama-tama dikoreksi terhadap lubang bor, kemudian dikoreksi terhadap invasi. Pada situasi tertentu, seperti kombinasi dari deep invasion dan high apparent dip, pada pengukuran resistivitas, koreksi sangat tergantung pada urutannya, untuk memperoleh hasil yang akurat.
Berdasarkan pengalaman, bila dijumpai kondisi lubang bor yang buruk, biasanya reservoir yang dijumpai akan bagus. Kondisi lubang bor yang buruk dapat disebabkan oleh porositas dan permeabilitas yang dimiliki oleh reservoir, sehingga untuk pembacaan pada kondisi lubang bor yang buruk, diperlukan perhatian ekstra.
Koreksi Lubang Bor Koreksi lubang bor adalah besaran koreksi yang digunakan pada pengukuran log yang harus disesuaikan, dengan tujuan untuk menghilangkan pengaruh lubang bor. Walaupun pada umumnya pengukuran lubang bor telah didesain untuk sekecil mungkin terpengaruh oleh lubang bor, beberapa pengaruh masih ada. Pengaruh ini dapat dihilangkan dengan menggunakan software atau dengan cara manual dengan menggunakan chart koreksi. Pada log resistivitas, koreksi yang ada menggantikan pengaruh lubang bor dengan resistivitas yang sebanding dengan yang ada pada formasi. Pada log nuklir (radioaktif), koreksi menyesuaikan hasil pembacaan dengan yang Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 12 / 18 : 2 / Juli 2003
seharusnya ditemukan pada keadaan standard, misalnya lubang 8 inch (20 cm) yang terisi dengan fresh water .
Borehole Compensation Borehole compensation adalah penyesuaian transducer ke atas maupun ke bawah pada alat
logging, yang pada umumnya bertujuan untuk menyesuaikan kesalahan-kesalahan pembacaan yang diakibatkan oleh variasi ukuran lubang bor atau kesalahan pada posisi sonde. Teknik ini digunakan untuk pengukuran yang berdasarkan pada kelakuan gelombang, seperti sonik (gelombang suara), resistivitas dan pengukuran elektromagnetik . Propagation log berdasarkan pada pengukuran perbedaan sifat gelombang pada dua buah
penangkap (receiver ). Lubang bor mempengaruhi perbedaan ini bila alat mengalami perubahan posisi atau bila ada gerowong pada posisi yang berlawanan pada salah satu receiver . Efek tersebut dapat diatasi dengan menggunakan dua buah transmitter yang meradiasi pada arah yang berlawanan. Pada kondisi ideal, efek dari perubahan posisi receiver atau gerowong selalu berlawanan untuk kedua buah transmitter , jadi nilai rata-rata dari keduanya memberikan hasil yang tepat. Borehole compensation ini berbeda dengan dengan borehole correction (koreksi lubang bor).
Step Profile Dengan melihat pada proses invasi, perubahan yang ekstrim dapat terjadi pada peralihan dari flushed zone ke undisturbed zone, tanpa adanya transition zone (annulus). Step Profile, adalah
model sederhana yang digunakan secara umum untuk menyatakan log resistivity (yang lama), sejak digunakan tiga parameter untuk mendefinisikan resistivitas, yaitu : resistivitas pada flushed zone, resistivitas pada undisturbed zone dan diameter invasi. Model ini mengasumsikan kedalaman
invasi yang sama untuk semua arah. Jenis log yang baru, menginterpretasikan model invasi yang kompleks.
Pengaruh Gerowong Pengaruh gerowong yang dimaksud di sini adalah perubahan drastis pada diameter lubang bor, misalnya yang disebabkan oleh gerowong (gua), pada log induksi ( induction log). Pada lubang bor yang bagus dengan diameter konstan, pengaruh lubang bor dapat dihitung dan dikoreksi. Tetapi, pembesaran drastis pada diameter pada interval yang kecil dapat menimbulkan pembacaan yang Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 13 / 18 : 2 / Juli 2003
berbeda pada sensor tertentu dibandingkan dengan yang lain. Sinyal ini tidak dapat dikoreksi dengan menggunakan koreksi lubang bor yang normal, tetapi dengan melakukan perubahan koreksi pada titik log tersebut. Perubahan ini biasanya signifikan pada saat resistivity tinggi dan terdapat perbedaan yang besar antara resistivitas formasi dan resistivitas lubang bor. Perlunya penyesuaian ini juga tergantung pada desain sensor atau desain proses interpretasinya. Perbedaan antara bagian luar alat logging dan dinding lubang bor mempunyai pengaruh yang penting terhadap respon dari beberapa pengukuran logging, yaitu log induction dan neutron porosity. Untuk peralatan resistivity, efek standoff ini dimasukkan ke dalam koreksi lubang bor.
Pada alat neutron porosity, biasanya dilakukan koreksi yang terpisah. Untuk lubang bor normal dengan lubang yang bagus, standoff memiliki nilai konstan dan diperoleh berdasarkan geometri rangkaian alat logging dan lubang bor. Untuk lubang yang tidak bagus (tidak umum), besarnya standoff bervariasi tergantung pada kedalamannya.
Sebuat bagian dari alat logging didesain untuk menempatkan rangkaian alat logging tersebut agar berjarak tertentu dari dinding lubang bor. Biasanya alat ini terbuat dari karet keras, terdiri dari empat hingga enam sirip yang panjangnya disesuaikan dengan jarak yang diinginkan.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 01
KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
Halaman Revisi/Thn
6.2. GAMBAR DAN GRAFIK
Gambar 1. Pengaruh Lingkungan yang Ada pada Pengukuran Log
Gambar 2. Skema Terbentuknya Mud Cake
Manajemen Produksi Hulu
: 14 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 15 / 18 : 2 / Juli 2003
Gambar 3. Open Hole Logging Environment, Dynamic Mud Filtrate Invasion and Mud Cake Buildup (Oilfield Review, Schlumberger )
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
Gambar 4. Mud-Filtrate Invasion and Terminology (Baker Atlas)
Manajemen Produksi Hulu
: 16 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 17 / 18 : 2 / Juli 2003
Gambar 5. Alat Log Elektrik, Low Frequency Excitation : 10 Hz – 500 KHz
Gambar 6. Alat Log Elektrik Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI KOREKSI PENGARUH LUBANG BOR
NO : PF 01 Halaman Revisi/Thn
: 18 / 18 : 2 / Juli 2003
Gambar 7. Perbandingan Depth of Investigation untuk Berbagai Alat Log
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 33 : 2 / Juli 2003
Perkiraan besarnya porositas adalah hal paling mendasar dalam Penilaian Formasi, sehingga wajar kalau ada “aturan jempol” (rule of thumb) dikalangan para ahli kebumian (earth scientists) bidang migas yang menganjurkan angka 20% bila tidak ada data s ama sekali. Ini menunjukkan begitu pentingnya besaran ini. Karena itu bagaimanapun juga interpretasi log harus mampu menghaluskan ( refine) perkiraan awal (hint ) tersebut dari data log paling minim apapun yang dimilikinya. Apabila dihadapi situasi sangat kurangnya ( scarce) data karena berbagai hal dan hanya tersedia satu jenis log saja, komputasi porositas harus dilakukan juga. Hal ini diuraikan pada modul ini. Meskipun demikian pada umumnya senantiasa ada kesempatan untuk menggabungkan perkiraan porositas dari beberapa log, sehingga hasilnya jauh lebih akurat; hal ini diuraikan pada modul-modul selanjutnya.
1. TUJUAN Menghitung porositas berdasarkan satu jenis log, yaitu log listrik, log radioaktif atau log sonik saja.
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Metode grafis Metode perhitungan matematis
2.2. PERSYARATAN 1. Rekaman log pada lubang terbuka, 2. Lapisan dianggap bersih (clean formation) dan terdiri atas satu jenis batuan.
3. LANGKAH KERJA 3.1. LOG LISTRIK a. Lapisan air (S w = 100 %) 1. Hitung harga Ro (lihat PF 07) dan Rw (lihat PF 06.). 2. Hitung F = *)
Ro
*)
Rw
Apabila yang tersedia adalah log Micro, cara yang sama dapat diterapkan yaitu
F =
Manajemen Produksi Hulu
R xo Rmf
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS
Halaman Revisi/Thn
DARI SATU JENIS LOG
: 2 / 33 : 2 / Juli 2003
3. Dengan menggunakan grafik Gambar 1. Por-1, tarik garis tegak lurus dari harga F pada sumbu tegak sampai memotong salah satu grafik yang ada, dan harga porositas didapat pada sumbu tegak. Pilih grafik sesuai persamaan F =
1 m
φ
Harga m disesuaikan dengan jenis batuan: Batu pasir tidak terkonsolidasi (unconsolidated sand)
: m = 1.4 – 1.6
Batu pasir
: m = 1.6 – 2.0
Batu kapur
: m = 2.0
Dolomit
: m = 2.2
Apabila tersedia, gunakan m dari hasil analisa batuan inti. Dua buah grafik yang lain untuk
F =
0.62 2.15
φ
dan F =
0.81 φ 2
Gambar 1. Por-1 Perkiraan porositas dari log listrik. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 3 / 33 : 2 / Juli 2003
b. Lapisan hidrokarbon dan air 1. Hitung harga R xo (lihat PF 07) 2. Dengan data Rmc dan Rmf , pergunakan nomogram Gambar 2 untuk mendapatkan harga φ . Pemilihan harga m disesuaikan seperti pada langkah a.3 di atas.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
Gambar 2. Nomogram porositas dan faktor formasi (untuk clean sand )
Manajemen Produksi Hulu
: 4 / 33 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 33 : 2 / Juli 2003
3.2. LOG RADIOAKTIF a. Neutron 1. Untuk log SNP (Sidewall Neutron Porosity), lakukan koreksi tebal kerak lumpur menggunakan Gambar 3. Por-15a: masukkan harga porositas SNP apparent limestone (φ SNP ) pada sumbu mendatar (bagian bawah chart), tarik garis tegak lurus ke atas memotong garis ketebalan kerak lumpur (diameter bit dikurangi hasil pembacaan kaliper), kemudian buatlah garis diagonal dari titik tersebut sejajar dengan garis diagonal terdekat, perpotongan dengan sisi atas gambar menunjukkan harga φ SNP terkoreksi (skala pada sumbu mendatar). Contoh :
φ SNP
= 13 p.u
Kaliper = 7 5/8 in Bit size = 7 7/8 in Dari data yang diketahui, bit size – kaliper = 7 7/8 - 7 5/8 = 1/4 in Dengan menggunakan Gambar 3. Por-15a, diperoleh φ SNPcor = 11.3 p.u
Gambar 3. Por-15a, Koreksi Mudcake untuk SNP
2. Log CNL (Compensated Neutron Log) paling banyak dipengaruhi oleh kondisi lubang bor. Harus dilakukan koreksi dengan Gambar 4. Por-14c dan Gambar 5. Por-14d. Alat CNL umumnya hanya dikoreksi terhadap kaliper. Perhatikan bagian atas dari log CNL, apakah pada log tersebut dilakukan koreksi kaliper otomatis (automatic caliper correction). Untuk Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS
Halaman Revisi/Thn
DARI SATU JENIS LOG
: 6 / 33 : 2 / Juli 2003
menggunakan Por-14c dan Por-14d, koreksi borehole tersebut tidak digunakan. Mulailah dari bagian atas chart dengan memasukkan nilai pembacaan log dalam apparent limestone unit dan buat garis yang memotong semua nomograf koreksi. Untuk setiap koreksi, masukkan parameter lingkungan pada bagian nomograf dan buat garis ke kanan hingga bertemu dengan garis vertikal yang telah dibuat tadi. Ikuti arah garis yang ada pada nomograf (berwarna biru) ke bawah hingga bertemu dengan garis dari kondisi standard, yang diberi tanda titik (•) disebelah kanannya. Pada nomograf actual borehole size (bagian atas), standardnya adalah 8 in. Lakukan koreksi pada setiap nomograf untuk mendapatkan koreksi terhadap tiap parameter di lingkungannya. Contoh :
Porositas neutron yang belum dikoreksi = 34 p.u (apparent limestone unit) Diameter lubang bor
= 12 in
Ketebalan mud cake
= 1/4 in
Salinitas lubang bor
= 100 kppm
Berat lumpur (natural mud )
= 11 lbm/gal
Temperatur lubang bor
= 150°F
Tekanan (water-base mud )
= 5 kpsi
Salinitas formasi
= 100 kppm
Standoff
= 1/2 in
Dengan menggunakan Gambar 4 Por-14-c, diperoleh
∆φ sebagai
koreksinya
dalam besaran p.u. masing masing sebagai berikut (lihat garis merah mengikuti kurva) :
Diameter lubang bor
- 2 3/4 p.u
Ketebalan mud cake
≈
Salinitas lubang bor
+ 1 p.u.
Berat lumpur (natural mud )
+ 1 1/2 p.u.
Temperatur lubang bor
+ 4 p.u.
Tekanan
- 1 p.u.
Salinitas formasi
- 3 p.u.
Standoff
- 2 p.u.
Total koreksi
- 2 1/4 p.u
Manajemen Produksi Hulu
0 p.u.
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 33 : 2 / Juli 2003
Porositas yang telah dikoreksi menjadi 34 p.u - 2 1/4 p.u = 31 3/4 p.u (apparent limestone unit )
Catatan :
Kurva oil base mud (OBM) pada bagian pressure correction digunakan bagi komponen liquid yang memiliki kompresibilitas empat kali lebih tinggi dari kompresibilitas air. Untuk kasus lain, koreksi dapat dilakukan dengan mengalikan koreksi water base mud (WBM) dengan rasio kompresibilitas OBM/WBM
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 8 / 33 : 2 / Juli 2003
Gambar 4. Por-14c Koreksi lubang bor untuk Log CNL (Compensated Neutron Log) untuk menentukan porositas.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
Gambar 5. Por-14d Koreksi lubang bor untuk Log CNL (Compensated Neutron Log) untuk menentukan porositas dengan data terbatas.
Manajemen Produksi Hulu
: 9 / 33 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 10 / 33 : 2 / Juli 2003
3. Gunakan kurva Gambar 6. Por-13a: masukkan harga φ SNP atau φ CNL yang telah dikoreksi pada sumbu mendatar, tarik garis tegak lurus hingga memotong kurva batuan yang sesuai. Harga porositas φ N didapat pada sumbu tegak. Ketika SNP direkam pada limestone porosity unit , chart Por-13a digunakan untuk memperoleh porositas pada sandstone atau dolomite. Chart ini juga dapat digunakan untuk memperoleh porositas apparent limestone (diperlukan pada chart crossplot CP ) bila SNP direkam dalam sandstone porosity unit atau dolomite porosity unit . Contoh :
lapisan sandstone memiliki φ SNP = 13 p.u (apparent limestone porosity) Bit size
= 7 7/8 in
Kaliper SNP
= 7 5/8 in
Diperoleh, hmc = 1/4 in dan φ SNP = 11.3 p.u (telah dikoreksi terhadap mud cake) Dari Gambar 6. Por-13a, diperoleh φ SNP ( sandstone) = 14.5 p.u
Gambar 6 Por-13a Kurva untuk menentukan porositas dari SNP atau CNL. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 11 / 33 : 2 / Juli 2003
Gambar 7. Por-13b berikut ini dapat digunakan seperti Gambar 6. Por-13a di atas, untuk mengkonversikan log porositas CNL (TNPH atau NPHI ) dari satu litologi ke litologi lainnya. Bila sebuah log direkam dalam sandstone porosity unit pada formasi quartz sandstone, porositas sesungguhnya dapat ditentukan. Contoh :
Formasi Quartz sandstone Hasil pembacaan CNL (TNPH ) = 18 p.u (apparent limestone porosity) Salinitas formasi
= 250 kppm
Dari Gambar 7. Por-13-b, diperoleh porositas sesungguhnya pada sandstone (true porosity in sandstone) = 24 p.u
Gambar 7. Por-13b Konversi log porositas CNL (TNPH atau NPHI ) dari satu litologi ke litologi lainnya.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 12 / 33 : 2 / Juli 2003
b. Density 1. Lakukan koreksi pengaruh lubang bor pada bulk density menggunakan Gambar 8. Por-15a. Untuk log FDC (Compensated Formation Density), tempatkan diameter lubang (d h) pada sumbu mendatar, tarik garis tegak lurus hingga memotong apparent formation density ( ρ b ) hasil pembacaan log dan baca harga koreksi pada sumbu tegak. Tambahkan harga koreksi ini pada harga bulk density terkoreksi. Contoh :
d h
= 12 in
ρ b
= 2.20 g/cm3 (mud filled borehole)
diperoleh koreksi = 0.02 g/cm 3
ρ bcor
= 2.20 + 0.02 = 2.22 g/cm 3.
Gambar 8. Por-15-a Penentuan porositas FDC
2. Gunakan kurva Gambar 9. Por-5: masukkan harga bulk density terkoreksi pada sumbu mendatar, tarik garis tegak lurus hingga memotong kurva batuan yang sesuai. Harga porositas kurva φ D didapat pada sumbu tegak. Contoh :
ρ b
= 2.31 g/cm3 pada litologi limestone
ρ ma
= 2.71 (calcite)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
ρ f
Halaman Revisi/Thn
: 13 / 33 : 2 / Juli 2003
= 1.1 ( salt mud )
Diperoleh φ D = 25 p.u
Gambar 9 Por-5 Konversi bulk density ke p.u.
3.3. LOG SONIK Alat sonik berfungsi mengukur waktu rambat gelombang suara melalui formasi pada jarak tertentu. Digunakan pemancar dan penerima yang dipisahkan pada jarak tertentu. Biasanya digunakan kombinasi dua buah pemancar dan empat penerima ( Borehole Compensated - BHC ) yang tersusun bertolak belakang ( Double Inverted System), untuk mengeliminasi pengaruh kemiringan dan meningkatkan keakuratan dalam pengukuran. Log sonik ini diukur dengan satuan Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS
Halaman Revisi/Thn
DARI SATU JENIS LOG
: 14 / 33 : 2 / Juli 2003
interval waktu transit ( Interval Transit Time - ∆t ). Gunakan kurva Gambar 10 Por-3: masukkan harga ∆t pada sumbu mendatar, tarik garis tegak lurus hingga memotong kurva batuan yang sesuai. Harga porositas φ S didapat pada sumbu tegak. Nilai ∆t yang melalui beberapa matriks dapat dilihat pada tabel berikut ini
Tabel 1. Nilai V ma dan Litologi
V ma ( ft sec )
Sandstone Limestone Dolomite Anhydrite Salt Casing (iron) Air
18000 - 19500 21000 - 23000 23000 - 26000 20000 15000 17500
∆t ma pada beberapa matriks ∆t ma (
s ft )
55.5 - 51.0 47.6 - 43.5 43.5 - 38.5 50.0 66.7 57.0 189
∆t ma (
s ft ) yang
umum digunakan 55.5 - 51.0 47.6 43.5 50.0 67.0 57.0 189
Untuk pendekatan, dapat dipakai Tabel pada Gambar 10 Por-3. Chart Por-3 pada Gambar 10, digunakan untuk mengkonversikan interval waktu transit ( ∆t ) pada log sonik menjadi porositas (φ ) . Ada dua set garis pada chart tersebut, yang berwarna biru diperoleh dari weighted-average transform, sedang yang merah berasal dari observasi empiris. Untuk keduanya, fluida yang tersaturasi diasumsikan sebagai air dengan velocity 5300 ft/sec atau 1615 m/sec. Masukkan ∆t dari log sonik pada bagian bawah chart. Tarik garis ke atas hingga bertemu dengan matrix velocity atau litologi yang bersesuaian, lalu baca porositasnya pada bagian kiri chart. Untuk batuan campuran seperti sandstone yang mengandung limestone ( limy sandstone) maupun cherty dolomites, diperlukan garis-garis diantara matriks yang telah ditunjukkan. Ketika menggunakan weighted-average transform pada unconsolidated sand harus dibuat koreksi kompaksi Bcp . Masukkan ∆t , tarik ke atas hingga bertemu dengan garis koreksi kompaksi yang bersesuaian, lalu baca porositas pada bagian kiri chart. Bila koreksi kompaksi tidak diketahui, dapat ditentukan dengan cara kebalikannya, dari lapisan clean water sand yang porositasnya telah diketahui (misalnya dari lapisan air, pada langkah kerja 3.1.a).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Gambar 10. Por-3 Konversi interval transit time ke p.u.
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 15 / 33 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 16 / 33 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA 1. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn– Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983 2. Adi Harsono, “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8”, 1997 3. Schlumberger, " Log Interpretation Chart ", 1997 4. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 5. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982 6. Sylvain J. Pirson, “ Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation “, Prentice Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 17 / 33 : 2 / Juli 2003
5. DAFTAR SIMBOL
φ
= porositas
φ N
= porositas dari log neutron ( φ SNP atau φ CNL )
φ D
= porositas dari log density
φ N − D
= porositas dari log neutron-density
φ S
= porositas dari log sonic
S W
= saturasi air
Ro
= resisitivitas lapisan air
RW
= resisitivitas air formasi
R xo
= resisitivitas flushed zone
Rmf
= resisitivitas filtrat lumpur
Rt mikro
= resisitivitas dari log mikro
∆t S
= cepat rambat bunyi yang terbaca pada log sonic (ft/sec)
∆t f
= cepat rambat bunyi pada fluida (ft/sec)
∆t ma
= cepat rambat bunyi pada matriks batuan (ft/sec)
F
= Formation Resistivity Factor
F a
= Formation Resistivity Factor apparent
Bcp
= faktor koreksi kekompakan
a
= faktor tortuosity
m
= faktor sementasi...........................................................................................................................
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 18 / 33 : 2 / Juli 2003
6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Apabila tersedia inti (core), porositas dapat ditentukan dengan pengukuran pada inti tersebut, yang umumnya mewakili lingkup ruang beberapa centimeter kubik. Sebaliknya peralatan logging menyidik parameter global disekeliling titik pengamatan dalam ukuran beberapa meter kubik; disamping itu formula yang dipakai dalam interpretasi log mengandung beberapa koefisien dan parameter yang hanya diperkirakan harganya. Karena itu memperbandingkan porositas inti dan porositas log, meskipun penting untuk mendapatkan harga porositas absolut, tetapi hendaknya diinterpretasikan dengan berhati-hati; misalnya jika porositas inti 0.25, mungkin berpasangan dengan porositas log sekitar 0.23 – 0.27. Perlu dilakukan kalibrasi log dengan menggunakan batuan inti (core) karena log-log yang sudah diambil merupakan hasil pembacaan dari alat yang belum tentu sesuai dengan keadaan sebenarnya. Kalibrasi ini dilakukan untuk mengetahui log mana saja yang memberikan hasil yang dekat dengan keadaan sebenarnya, sehingga dapat dijadikan acuan dalam melakukan perhitungan dan interpretasi.
6.1.1. Log Listrik Pada lapisan air, log lateral, induksi atau laterolog menghasilkan Ro, jadi Rw dapat dikenal dari
F =
Ro RW
=
a φ m
Formation Resistivity Factor F dapat dihitung pada daerah terbanjiri dengan perhitungan R xo dari Microlog atau Micro-laterolog (PF 06).
F =
R xo Rmf
=
a φ m
Humble menggunakan persamaan rata-rata dengan formula:
F =
Manajemen Produksi Hulu
0.62 φ 2.15
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 19 / 33 : 2 / Juli 2003
Untuk lapisan yang mengandung hidrokarbon, Formation Factor Apparent ( F a) dapat dihitung dari zona terbanjiri dan membandingkan dengan resistivitas filtrat:
F a
=
Rt micro Rmf
Formation Resistivity Factor yang nyata ( F ) lebih kecil dari F a dan jika saturasi residual (S or ) dapat diperkirakan, maka hubungan formula yang ada dapat dinyatakan dalam nomograph untuk menghitung porositas.
6.1.2. Log Radioaktif a. Log Neutron Log neutron adalah log pororitas yang mengukur konsentrasi ion hidrogen dalam formasi. Pada formasi bersih (clean formation) yang bebas dari shale, dimana porositasnya terisi oleh air atau minyak, log neutron akan mengukur porositas dari bagian yang terisi fluida. Neutron dibuat dari bahan kimia yang biasanya adalah campuran americium dan beryllium yang akan terus-menerus memancarkan neutron. Neutron-neutron ini akan bertabrakan dengan atom-atom dari material formasi, dan mengakibatkan neutron akan kehilangan sebagian energinya. Karena massa atom hidrogen hampir sama dengan neutron, kehilangan energi terbesar akan terjadi bila keduanya bertabrakan. Kehilangan energi terbesar adalah fungsi (pengaruh) dari konsentrasi hidrogen dalam formasi. Karena hidrogen dalam formasi berada di pori-pori yang terisi fluida, kehilangan energi akan berhubungan dengan porositas formasi. Bila pori-pori terisi oleh gas, maka porositas neutronnya akan lebih kecil dibandingkan bila pori-pori terisi oleh minyak atau air. Hal ini terjadi karena konsentrasi hidrogen pada gas lebih kecil dibandingkan yang terdapat pada minyak maupun air. Penurunan porositas neutron yang disebabkan oleh gak ini disebut efek gas. Respon dari log neutron bervariasi, tergantung pada : 1. Perbedaan tipe detektor, 2. Jarak antara sumber neutron dan detektor 3. Litologi, misalnya sandstone, limestone dan dolomit .
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 20 / 33 : 2 / Juli 2003
Dengan adanya perbedaan-perbedaan ini, maka digunakan chart-chart yang berbeda, sesuai dengan alat dan kondisi yang ada. Interpretasi harus dilakukan pada chart yang spesifik karena log neutron tidak dikalibrasi pada kondisi fisik alat yang standard, seperti alat-alat lainnya. Log neutron modern pertama adalah Sidewall Neutron Log (SNL). SNL ini memiliki sepasang sumber ( source) dan detektor yang kedua pasang alat tersebut diletakkan bertolak belakang satu sama lain. Log neutron yang lebih modern adalah Compensated Neutron Log (CNL) yang memiliki sebuah source dan dua buah detektor. Keuntungan dari CNL dibandingkan SNP adalah lebih sedikit terpengaruh oleh ketidakseragaman lubang bor. Kedua alat tersebut dapat merekam porositas dalam satuan apparent limestone, sandstone maupun dolomit. Bila formasi yang kita ukur adalah limestone dan log neutron mengukur porositas dalam satuan apparent limestone, maka apparent limestone tersebut sama nilainya dengan porositas yang sesungguhnya. Akan tetapi, bila ternyata litologi dari formasi tersebut berupa sandstone atau dolomit, porositas apparent limestone harus dikoreksi menjadi porositas sesungguhnya dengan menggunakan chart yang bersesuaian
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
Gambar 11. Sidewall Neutron Log
Manajemen Produksi Hulu
: 21 / 33 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 22 / 33 : 2 / Juli 2003
Gambar 12 Compensated Neutron Log
b. Log Density Log density adalah log porositas yang mengukur densitas elektron pada formasi. Log ini berguna untuk : 1.
Mengidentifikasi mineral evaporit
2.
Mendeteksi zona gas
3.
Menentukan densitas hidrokarbon
4.
Mengevaluasi reservoir yang mengandung shale ( shaly sand ) dan litologi yang kompleks.
Peralatan log density adalah alat yang terdiri atas source gamma-ray yang memancarkan gamma-ray ke formasi. Sumbernya dapat berupa Cobalt-60 atau Cesium-137 . Gammaray bertabrakan dengan elektron di dalam formasi yang menyebabkan hilangnya energi dari partikel gamma-ray. Tittman dan Wahl (1965) menyebut interaksi antara partikel Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 23 / 33 : 2 / Juli 2003
gamma-ray yang datang dengan elektron formasi sebagai Compton Scattering . Sebaran gamma-ray yang mencapai detektor yang ditempatkan pada jarak tertentu dari source, akan dicatat sebagai indikator dari densitas formasi. Jumlah tumbukan Compton Scattering adalah fungsi langsung dari jumlah elektron yang ada dalam formasi (densitas elektron). Akibatnya, densitas elektron dapat dihubungkan dengan bulk density ( ρ b ) formasi dalam gram/cc. Densitas bulk formasi ( ρ b ) adalah fungsi dari densitas matriks, porositas dan densitas fluida yang berada di dalam pori-pori ( salt mud, fresh mud atau hidrokarbon). Untuk menentukan densitas porositas, baik dengan menggunakan chart maupun dengan perhitungan, membutuhkan data tipe fluida dalam lubang bor. Persamaan untuk menghitung densitas porositas, adalah sebagai berikut:
φ D
=
ρ ma − ρ b ρ ma − ρ f
dimana :
φ D = porositas yang diperoleh dari densitas ρ ma = densitas matriks (Tabel 2) ρ b = densitas bulk formasi ρ f = densitas fluida (1.1 salt mud , 1.0 fresh mud dan 0.7 gas)
Bila terjadi invasi yang dangkal pada formasi, rendahnya densitas hidrokarbon pada formasi akan meningkatkan porositas density. Keberadaan minyak tidak memberikan efek yang signifikan pada porositas density, akan tetapi gas memberikan efek yang besar (efek gas). Bila densitas gas tidak diketahui, Hilchie (1978) menganjurkan untuk menggunakan densitas gas 0.7 gram/cc untuk dimasukkan ke densitas fluida ρ f pada persamaan porositas density.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS
Halaman Revisi/Thn
DARI SATU JENIS LOG
Litologi Sandstone Limestone Dolomit Anhydrite Salt
: 24 / 33 : 2 / Juli 2003
ρ ma (gr/cc) 2.648 2.710 2.876 2.977 2.032
Tabel 2. Densitas matriks pada litologi yang umum dijumpai. Konstanta yang digunakan disini digunakan dalam persamaan porositas density.
Gambar 13. Chart untuk melakukan konversi densitas bulk ( ρ b ) Menjadi porositas (φ ) menggunakan nilai yang diambil dari log density.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 25 / 33 : 2 / Juli 2003
c. Log Kombinasi Neutron-Density Log kombinasi neutron-density adalah kombinasi dari log porositas. Selain digunakan sebagai pengukur porositas, digunakan juga untuk menentukan litologi dan mendeteksi zona gas. Kedua log neutron dan density, umumnya direkam dalam satuan porositas limestone. Porositas sebenarnya dapat ditentukan dengan cara : pertama-tama baca porositas limestone apparent dari kurva neutron dan density. Kemudian, nilai-nilai tersebut di plot silang (cross plot ) pada chart porositas neutron-density untuk memperoleh porositas yang benar. Porositas dari log neutron-density dapat ditentukan dengan cara matematis. Salah satu alternatif dalam penentuan porositas density adalah dengan menggunakan persamaan akar rata-rata (root mean square) sebagai berikut :
φ N − D dimana:
≅
2 φ N + φ D2
2
φ N − D = porositas neutron density φ N
= porositas neutron density (unit limestone)
φ D
= porositas density (unit limestone)
Bila log neutron-density merekam porositas density yang bernilai lebih kecil dari 0.0 (nilai yang umum dijumpai pada reservoir anhydritic dolomite), gunakan persamaan berikut ini :
φ N − D
Manajemen Produksi Hulu
≅
φ N + φ D 2
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
Gambar 14. Contoh kombinasi log neutron-density dengan log gamma-ray dan kaliper.
Manajemen Produksi Hulu
: 26 / 33 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 27 / 33 : 2 / Juli 2003
Gambar 15. Chart untuk melakukan koreksi porositas dari log neutron-density terhadap litologi, dimana digunakan freshwater-based drilling mud Rmf > 3 Rw
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
NO : PF 02 Halaman Revisi/Thn
: 28 / 33 : 2 / Juli 2003
Gambar 16. Chart untuk melakukan koreksi porositas dari log neutron-density terhadap litologi, dimana digunakan saltwater-based digunakan saltwater-based drilling mud Rmf ≈ Rw
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 29 / 33 : 2 / Juli 2003
6.1.3. Log Sonik. Log sonik adalah log porositas yang mengukur interval waktu transit ( transit travel time -
∆t )
yang berjalan melalui satu foot formasi.
∆t dipengaruhi
oleh litologi dan porositas
diukur dalam satuan microsecond per foot . Untuk itu, cepat rambat gelombang sonik pada matriks batuan harus diketahui untuk memperoleh porositas sonik. Nilai tersebut dapat dilihat pada Tabel 1. Porositas sonik dapat diperoleh dengan menggunakan chart pada Gambar 3 seperti yang dijelaskan diatas maupun dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : Formula Wyllie:
φ s
=
∆t log − ∆t ma ∆t f − ∆t ma
dimana :
φ s
= porositas dari log sonic (fraksi)
∆t ma
= waktu interval transit pada matriks batuan (ft/sec), dari Tabel 1
∆t log
= waktu interval transit yang terbaca pada log sonik (ft/sec)
∆t f
= waktu interval transit pada fluida (ft/sec), untuk fresh untuk fresh mud = = 189; salt 189; salt mud = = 185
Persamaan Wyllie ini dapat digunakan untuk menentukan porositas pada consolidated sandstone dan karbonat dengan porositas intergranular ( grainstones ( grainstones)) atau porositas interkristalin ( sucrosic sucrosic dolomites). dolomites). Akan tetapi, apabila porositas sonik dari karbonat yang memiliki porositas vuggy vuggy atau fracture fracture dihitung dengan dengan persamaan Wyllie, akan memberikan nilai porositas yang terlalu rendah. Hal ini terjadi akibat log sonik cenderung merekam porositas matriks dibandingkan vuggy vuggy atau porositas sekunder dari fracture. fracture. Persentase vuggy vuggy maupun porositas sekunder dapat dihitung dengan mencari selisih antara porositas total dan porositas sonik. Nilai porositas total, ditentukan dari salah satu l og nuklir, misalnya log density maupun neutron. Persentase porositas sekunder ( secondary ( secondary porosity index – index – SPI), berguna dalam pemetaan parameter pada eksplorasi di batuan karbonat.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 30 / 33 : 2 / Juli 2003
Pada saat log sonik digunakan untuk menentukan porositas pada batuan unconsolidated sand , harus ditambahkan faktor kompaksi
C p ke dalam persamaan Wyllie, menjadi
sebagai berikut :
φ s
dimana :
1 C p
⎛ ∆t − ∆t ma ⎞ 1 ⎟× = ⎜⎜ log ⎟ C p ∆ − ∆ t t ma ⎠ ⎝ f
= faktor kompaksi.
Faktor kompaksi ini diperoleh dari persamaan :
C p dimana :
=
∆t sh × C 100
∆t sh
= waktu interval transit pada shale yang kontinu
C
= konstanta yang umumnya bernilai 1.0
Waktu interval transit
(∆t )
dari formasi akan meningkat, bila terdapat hidrokarbon (efek
hidrokarbon). Bila saturasi hidrokarbon tidak dikoreksi maka porositas sonik akan terlalu tinggi. Hilchie (1978) menyarankan untuk menggunakan koreksi empiris untuk efek hidrokarbon, sebagai berikut :
φ = φ s × 0.7 (gas) φ = φ s × 0.9 (minyak)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS
Halaman Revisi/Thn
DARI SATU JENIS LOG
: 31 / 33 : 2 / Juli 2003
6.2. CONTOH PENGGUNAAN 6.2.1. Log Listrik a. Pada lapisan pasir yang tebal diperoleh data Induction Electric Log 16' Normal 3.6 3.6 Data lainnya: R lainnya: Rm @ 70°C = 0.6
Ω-m.
= -100 mV. Ω-m; diameter lubang bor 7 7/8 inci dan SP =
Hitung porositas lapisan tersebut Jawab: 1. Dari PF 06 diperoleh hasil perhitungan R perhitungan Ro = 3.5 2. F =
0.5 0.035
dan Rw= 0.035 Ω-m Ω-m dan R
= 14.5
3. Gunakan grafik Gambar 1. Por-1. Karena tidak ada petunjuk lain, umumnya diambil persamaan F =
1 φ 2
0.26.
b. Pembacaan Mikrolog Pembacaan Mikrolog menghasilkan: menghasilkan: Kedalaman (kaki) 7890 7891 7892 7893 7894 7895 7896 7897 7898 7899 7900
R 5 cm
R 2.5x2.5
t mc
( -m) 3.2 2.6 2.5 2.7 3.1 2.8 2.6 3.5 3.5 3.0 2.5
( -m) 1.9 1.7 1.7 1.9 2.0 1.9 1.7 1.6 1.7 2.1 1.7
(mm) 11 11 10 10 10 10 11 12 11 8 11
Pada temperatur formasi : Rm = 0.55
Ω-m
Rmc = 0.7
Ω-m
Rmf = 0.3
Ω-m
Diameter lubang 9” (22.8 cm). Hitung harga φ . Jawab: 1. Dihitung harga R harga R xo menurut PF 06 Manajemen Produksi Hulu
; diperoleh φ =
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS
Halaman Revisi/Thn
DARI SATU JENIS LOG
: 32 / 33 : 2 / Juli 2003
2. Gunakan nomogram Gambar 2 dengan memasukkan harga Rmf dan R dan Rmc. Rekapitulasi hasil akhir adalah sebagai berikut: Kedalaman (kaki)
R xo
R xo
R mf
R mc
7890 7891 7892 7893 7894 7895 7896 7897 7898 7899 7900
90 15 13 14 20 15 15 15 13 15 13
210 35 30 33 47 35 35 35 30 35 30
F
φ
170 28 24 26 37 29 28 29 25 29 25
0.18 0.17 0.18 0.17 0.15 0.16 0.17 0.16 0.18 0.16 0.18
6.2.2. Log Radioaktif a. Diketahui
φ SNP
= 13 pu ( porosity unit )
Kaliper = 7 5/8 inci Bit size = 7 7/8 inci Lapisan = batu pasir Hitung harga porositasnya Jawab : 1. Gunakan grafik Gambar 8. Por-15a, grafik paling bawah: Bit size size - kaliper = 7 7/6 - 7 5/8 = 1/4 inci. Diperoleh φ SNP terkoreksi = 11 pu 2. Gunakan grafik Gambar 6 Por-13a, diperoleh φ N = 0.14.
b. Diketahui : ρ b terbaca pada log 2.29 g/cc Diameter lubang 12 inci; lubang terisi lumpur. Matrik batuan : dolomit. Tentukan harga porositasnya.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 02
MENGHITUNG POROSITAS DARI SATU JENIS LOG
Halaman Revisi/Thn
: 33 / 33 : 2 / Juli 2003
Jawab: 1. Dengan grafik Gambar 8. Por-15a, grafik gambar atas diperoleh koreksi = + 0.02 gr/cc.
ρ b terkoreksi = (2.29 + 0.02) = 2.31 gr/cc. 2. Gunakan kurva Gambar 9. Por-5, dengan ρ f =1.1 (air asin), diperoleh φ D = 0.25
6.2.3. Log Sonik Pada log terbaca Interval Transit Time 76
µs/ft.
porositasnya. Jawab: Dengan kurva Gambar 10. Por-3 diperoleh φ s = 0.18.
Manajemen Produksi Hulu
Batu pasir ( sandstone); sandstone); tentukan
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG Sebagai kelanjutan upaya menghaluskan ( refine) perkiraan porositas, dari kombinasi dua log ada kesempatan bukan saja untuk memperbaiki akurasi perkiraan besarnya porositas, tetapi juga untuk membuat perkiraan komposisi batuan dengan quartz sandstone, limestone dan dolomite sebagai acuan.
1. TUJUAN
Menentukan komposisi mineral pembentuk batuan (porsi quartz sandstone dan limestone, atau limestone dan dolomite) serta perkiraan porositas batuan batuan yang lebih akurat.
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE 1. Cross Plot FDL dan SNP 2. Cross Plot FDL dan CNL 3. Cross Plot Sonic dan SNP 4. Cross Plot Sonic dan CNL 5. Cross Plot FDL dan Sonic 6. Cross Plot Litho dan Density Log
2.2. PERSYARATAN Lapisan terdiri atas satu atau dua jenis mineral yang dipakai sebagai acuan ( quartz sandstone, limestone atau dolomite).
3. LANGKAH KERJA
3.1 METODE CROSS PLOT FDL DAN SNP 1. Siapkan data pendukung : a. Diameter lubang bor ( d h) b. Diameter pahat c. Kaliper d. Data lumpur bor (air tawar ataupun air asin) e. Berat jenis matrix batuan, ρ ma ma biasanya diambil ρ ma ma = 2.71 gr/cc
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 2 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG 2. Baca harga defleksi FDL dan SNP, kemudian tentukan harga ρ b FDL dan φ SNP SNP 3. Plot harga ρ b FDL dan φ SNP SNP dari langkah-2 pada Gambar 1. CP-1a atau Gambar 2. CP-1b (dari buku Schlumberger: S chlumberger: “ Log interpretation Charts”, 1997) sesuai dengan jenis lumpur bornya . φ SNP SNP pada sumbu mendatar dan ρ b FDL pada sumbu tegak. Titik potong kedua harga porositas ini menunjukkan perbandingan komposisi litologi dan porositas batuan dari lapisan yang bersangkutan. 4. Jika titik potong terletak dalam daerah yang dibatasi kurva sandstone dan dolomite, lapisan berisi cairan. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya, sedangkan harga porositas dapat dibaca pada skala porositas pada kurva dengan interpolasi. 5. Jika titik potong kedua harga porositas terletak diluar daerah antara kurva sandstone dan dolomite, dan terletak diatas kurva sandstone, lapisan mengandung gas. Pembacaan porositas
dilakukan dengan menarik garis sejajar dengan garis koreksi dari titik potong sampai memotong kurva jenis mineral yang bersangkutan. Baca harga porositas batuan pada perpotongan tersebut. Dalam hal ini komposisi litologi tidak dapat ditentukan.
3.2. METODE CROSS PLOT FDL DAN CNL 1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1 2. Baca harga defleksi FDL dan CNL, kemudian tentukan harga ρ b FDL dan φ CNL CNL 3. Plot harga ρ b FDL dan φ CNL CNL dari langkah 2 pada Gambar 3. CP-1c atau Gambar 4. CP-1d sesuai dengan jenis lumpur bornya. φ CNL CNL pada sumbu mendatar dan ρ b FDL pada sumbu tegak. Titik potong kedua harga porositas ini menunjukkan perbandingan komposisi litologi dan porositas batuan dari lapisan yang bersangkutan. 4. Jika titik potong terletak dalam daerah yang dibatasi kurva sandstone dan dolomite, lapisan berisi cairan. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya, sedangkan harga porositas dapat dibaca pada skala porositas pada kurva dengan interpolasi. 5. Jika titik potong kedua harga porositas terletak diluar daerah antara kurva sandstone dan dolomite, dan terletak diatas kurva sandstone, lapisan mengandung gas. Pembacaan porositas
dilakukan dengan menarik garis sejajar dengan garis koreksi dari titik potong sampai
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 3 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG memotong kurva jenis mineral yang bersangkutan. Baca harga porositas batuan pada perpotongan tersebut. Dalam hal ini komposisi litologi tidak dapat ditentukan.
3.3. METODE CROSS PLOT SONIK DAN SNP 1. Baca harga defleksi Sonik ( t ) dan SNP kemudian tentukan harga φ SNP SNP (lihat PF 03) 2. Plot harga t dan dan φ SNP SNP dari langkah 1 pada Gambar 5. CP-2a, φ SNP SNP pada sumbu mendatar dan t pada sumbu tegak. Titik potong kedua harga ini menunjukkan harga porositas batuan dan litologi dari lapisan yang bersangkutan. Dalam Gambar 5. CP-2a terlihat dua macam kurva : kurva dengan garis penuh dibuat berdasarkan rumus waktu rata-rata ( time average equation), sedang kurva dengan garis putus-putus dibuat berdasarkan data pengamatan di lapangan. Titik potong harga t dan φ SNP SNP yang jatuh tepat pada kurva mineral lapisan bersangkutan (sandstone, limestone atau dolomite) menunjukkan lapisan tersebut mempunyai komposisi litologi tunggal yaitu 100% ( sandstone, limestone atau dolomite), dengan porositas batuan dapat langsung dibaca pada kurva yang bersangkutan. 3. Jika titik potong kedua harga t dan dan φ SNP SNP jatuh pada daerah antara dua kurva, komposisi mineral dan porositas dari lapisan yang bersangkutan dapat ditentukan dengan cara interpolasi. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya.
3.4. METODE CROSS PLOT SONIK DAN CNL 1. Baca harga defleksi Sonik ( t ) dan CNL kemudian tentukan harga φ CNL CNL. 2. Plot harga t dan dan φ CNL CNL dari langkah 1 pada Gambar 6. CP-2b, φ CNL CNL pada sumbu mendatar dan t pada sumbu tegak. 3. Lihat langkah 3 butir 3.3
3.5. METODE CROSS PLOT FDL DAN SONIK 1. Baca defleksi FDL ( ρ b) dan Sonic ( t ). ). 2. Plot harga ρ harga ρ b dan t dari dari langkah 1 pada Gambar 7. CP-16, t pada pada sumbu mendatar dan ρ b pada sumbu tegak. 3. Lihat langkah 3 butir 3.3 Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 4 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG 3.6. METODE CROSS PLOT LITHO DAN DENSITY 1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1 2. Baca harga defleksi litho log (Pe),dan density log ( ρ ( ρ b). 3. Plot harga Pe dan ρ b dari langkah 2 pada Gambar 8. CP-17 sesuai dengan jenis lumpur yang digunakan. ρ b pada sumbu tegak dan Pe pada sumbu mendatar. Titik potong kedua parameter ini menunjukkan litologi dan porositas batuan lapisan yang bersangkutan. 4. Tentukan komposisi dari porositas batuan. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya, sedangkan harga porositas dapat dibaca pada skala porositas pada kurva dengan interpolasi.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG 4. DAFTAR PUSTAKA
1. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”, Pennwell books Penwell Publishing Co. Tulsa, Oklahoma, 1983. 2. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts “, 1997 3. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts “, 1986 4. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications Principles/Applications, 1989 5. Adi Harsono, “ Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8 ”, ”, 1997 6. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982 Well Log Analysis for Geologist ",
5. DAFTAR SIMBOL
CNL
= Compensated Neutron Log
FDL
= Formation Density Log
SNP
= Side Wall Neutron Porosity Log
φ
= porositas (fraksi).
r
= berat jenis (gr/cc).
t
= Sonic transit time (µ sec/ft). sec/ft).
Pe
= Photoelectric Cross Section (barns/electron).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI
NO : PF 03
DAN POROSITAS BATUAN
Halaman Revisi/Thn
: 6 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG 6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Jenis porosity log yang ada sampai saat ini adalah : 1. Density Log Density Log 2. Neutron Log Neutron Log 3. Sonic Log Sonic Log 1Perkembangan terakhir peralatan dari ketiga jenis porosity log ini adalah : 1. Density Log
- Compensated density Log - Litho – Density Log
2. Neutron Log
- Compensated Neutron Log - Dual Porosity Neutron Log
3. Sonic Log
- Compensated Sonic Log - Long Spaced Sonic Log
Setiap jenis alat akan memberikan respon pengukuran porositas yang dipengaruhi oleh kondisi matrik dan kandungan fluida dari batuan yang berbeda. Sehingga setiap jenis log akan memberikan harga porositas yang agak berbeda satu dengan yang lain. Porositas yang diturunkan dari respon Density Log mempunyai hubungan sebagai berikut:
ρ b
=
φ ρ f
+
(1 − φ ) ρ ma
(1)
Dari hubungan ini untuk dapat menghitung porositas diperlukan harga ρ f dan ρ ma ma yang tepat. Penentuan kedua harga ini sulit karena tidak diketahui dengan tepat jenis mineral dan jenis fluida yang dikandung suatu batuan reservoir. Perkembangan baru dari Density Log adalah Litho–Density Log yang pada prinsipnya mengukur Photoelectric Cross Section (Pe), Litho Density Log tidak mengukur porositas akan tetapi
memberikan indikasi litologi, sehingga kombinasi antara Pe dan ρ b akan menghasilkan harga φ yang lebih baik.
Respon dari Neutron Log (φ N ) seperti halnya density log terutama tergantung pada porositas formasi, meskipun demikian pengaruh dan litologi juga masih sangat dominan seperti terlihat pada Gambar 1. CP-1a. Dengan demikian untuk dapat menentukan harga porositas dengan teliti
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG perlu diketahui litologi li tologi batuan yang diukur. Adanya gas didalam pori batuan akan menunjukkan harga (φ (φ N ) rendah yang tidak wajar. Respon dari Sonic Log selain tergantung
porositas batuan, juga tergantung waktu rambat
gelombang sonic didalam fluida dan batuan matrik : dinyatakan dalam persamaan Wyllie seperti berikut :
t = φ t f
+
(1 − φ )t ma
(2)
Terlihat jelas bahwa untuk mendapatkan harga φ diperlukan harga t f dan t ma ma. Secara grafis hubungan tersebut tercantum pada Gambar 9. Por-3. Adanya gas akan mengakibatkan respon Sonic Log lebih besar. Pertambahan ini tidak berarti untuk formasi yang dalam, dimana kontribusi fluida di dalam persamaan Wyllie makin kecil. Sonic Log juga tidak dapat menunjukkan adanya secondary porositivity seperti vugs, channel dan
sebagainya.
Kalau diamati kembali respon dari masing-masing alat log porositas tersebut, jelas bahwa secara terpisah akan sukar untuk mendapatkan harga porositas yang benar. Dengan demikian diperlukan adanya petunjuk lain. Secara tidak langsung setiap jenis log mempunyai respon yang berbeda pada setiap macam batuan, sehingga dengan kombinasi respon log-log tersebut akan diperoleh harga porositas yang lebih benar. Petunjuk lain yang sangat bermanfaat misalnya adanya gas akan sangat mudah dideteksi dengan kombinasi antar FDL dan SNP atau FDL dan CNL. Secondary porosity serta indikasi ditemukannya mineral tertentu dapat diketahui dari kombinasi antar Density-Neutron dan Sonic Log
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG 6.2 CONTOH
1. Kombinasi Compensated Density dan Compensated Neutron Log pada formasi kedalaman 1900 kaki – 1960 kaki memberikan respons Density Log ( ρ b) sebesar 2.32 dan respon Neutron Log (φ N ) sebesar 6% seperti terlihat pada Gambar 3. CP-1c. Jika diplot titik potong kedua
harga jatuh di atas kurva sandstone. Dengan demikian disimpulkan kandungan formasi sand tersebut adalah gas. 2. Kombinasi FDC dan Litho Density Log memberikan respons density = 2.53 dan Litho Density = 4.0. Jika lapisan tersebut terdiri dari dolomite dan limestone, maka dengan menggunakan Gambar 8. CP-16 komposisi dolomite adalah 40% dan limestone 60%. Porositas batuan adalah 14.5 %.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 9 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG 6.3 GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. CP-1a, Kombinasi Log Neutron dan Log Density. Contoh : bila bulk density 2.43 dan neutron porosity index 21 p.u. menunjukkan komposisi 50% .
calcite (limestone) dan 50% dolomite dengan porositas 20%.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG
Gambar 2. CP-1b Kombinasi Log Neutron dan Log Density.
Manajemen Produksi Hulu
: 10 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 11 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG
Gambar 3. CP-1c Kombinasi Log Neutron dan Log Density.
Perhatikan contoh 6.2 1 diatas : Kombinasi Compensated Density dan Compensated Neutron Log pada formasi kedalaman 1900 kaki – 1960 kaki memberikan respons Density Log ( ρ b) sebesar 2.32 dan respon Neutron Log (φ N ) sebesar 6 % seperti terlihat pada Gambar 3. CP-1c. Jika diplot titik potong kedua harga
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 12 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG jatuh di atas kurva sandstone. Dengan demikian dapat disimpulkan bahwa kandungan formasi sand tersebut adalah gas.
Gambar 4. CP-1d Kombinasi Log Neutron dan Log Density.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG
Gambar 5. CP-2a Kombinasi Log Neutron dan Log Sonik.
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 13 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG
Gambar 6. CP-2b Kombinasi Log Neutron dan Log Sonik.
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 14 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG
Gambar 7. CP-16 Kombinasi Log Litho Density dan Log Density.
Manajemen Produksi Hulu
: 15 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG
Gambar 8. CP-17 Kombinasi Log Litho Density dan Log Density.
Manajemen Produksi Hulu
: 16 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI MENENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN
NO : PF 03 Halaman Revisi/Thn
: 17 / 17 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG Perhatikan contoh 6.2 2 : Kombinasi FDC dan Litho Density Log memberikan respons density ρ b = 2.53 dan Litho Density Pe = 4.0. Jika lapisan tersebut terdiri dari dolomite dan limestone, maka diperoleh komposisi dolomite adalah 40% dan limestone 60%. Porositas batuan adalah 14.5 %.
Gambar 9 Por-3 Konversi interval transit time dari Log Sonik ke p.u.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 11 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI TIGA LOG Dalam petrofisika penilaian formasi hampir tidak pernah ada korespondensi langsung antara pengukuran log dengan besaran formasi yang hendak diukur, karena itu diperlukan solusi simultan lithologi. Pendekatan dilakukan dengan merepresentasikannya dalam bentuk plot silang ( cross plot ), terutama neutron – density crossplot dan berbagai plot lainnya ( M/N plot oleh Burke et. al. (1969) atau MID plot oleh Clavier & Rust (1976)) yang menambahkan pula sonic travel time untuk mengidentifikasi volume mineral. Teknik tersebut diuraikan pada modul ini.
1. TUJUAN Menentukan komposisi mineral pembentuk batuan dengan referensi kalibrasi empiris respons berbagai mineral utama pembentuk batuan.
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE - M - N plot - MID plot - Litho - Density - Neutron Plot
2.2. PERSYARATAN - Untuk M-N dan MID plot diperlukan data dari Density Neutron dan Sonic Log - Untuk Litho Density Neutron diperlukan data dari Litho Density dan Neutron Log
3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE M-N PLOT 1. Siapkan data pendukung : •
Jenis lumpur yang digunakan
•
Waktu perambatan gelombang suara di dalam fluida ( t f )
•
Kerapatan jenis fluida ( ρ f )
•
Porositas neutron fluida ( φ Nf )
•
2. Baca defleksi Log Density ( ρ b ),Log Neutron ( φ N ) dan Log Sonic (t ) Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 2 / 11 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI TIGA LOG 3. Hitung harga M dan N berdasarkan rumus berikut
M = 0.01
t f
( ρ
b
N =
φ Nf
( ρ
b
− −
−
−
φ N
ρ f )
t
ρ f )
(1)
(2)
t , ρ b dan φ N adalah harga t , ρ b dan φ N pada langkah 2. Harga ρ f = 1.0 , φ Nf = 1.0 dan t f = 189 µ sec/ft untuk lumpur bor dengan dasar air tawar. Harga ρ f = 1.1, φ Nf = 1.0 dan t f = 185 µ sec/ft untuk lumpur bor dengan dasar air asin.
4. Gunakan Gambar 1. CP-8, (dari buku Schlumberger “ Log Interpretation Charts”, 1997) yaitu hasil plot antara M dan N
berbagai mineral untuk menentukan jenis mineral
pembentuk batuan dan komposisinya.
5. Plot harga M dan N pada Gambar 1. CP-8. Tentukan perbandingan komposisi mineral pembentuk batuan tersebut berdasarkan posisinya di dalam segitiga batuan yang dibentuk oleh kombinasi mineral dolomite, calcite dan anhydrite atau dolomite, calcite dan silica. - Jika plot M-N jatuh pada garis sisi segitiga, maka batuan tersebut mempunyai komposisi yang terdiri atas dua mineral dengan besarnya prosentase ditentukan oleh letak titik tersebut terhadap ujung-ujung sisi segitiga tersebut. - Jika plot M-N jatuh di dalam segitiga maka batuan tersebut mempunyai komposisi yang terdiri dari tiga mineral dengan prosentase masing-masing mineral ditentukan oleh jarak relatif jauh dekatnya terhadap sudut segitiga yang menyatakan komposisi tunggal (100%) mineral yang bersangkutan. - Jika plot M-N jatuh diluar segitiga, penentuan mineral utama pembentuk batuan ditentukan oleh jarak terdekat terhadap salah satu sudut segitiga-tiga-mineral dan daerahdaerah tertentu di dalam Gambar 1. CP-8 tersebut.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 3 / 11 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI TIGA LOG 3.2. METODE MID PLOT 1. Baca defleksi Log Density ( ρ b ),Log Neutron ( φ N ) dan Log Sonic (t ).
2. Tentukan porositas total terbaca ( φ ta ) dengan menggunakan salah satu cara penentuan φ ta (lihat PF 03), sesuai dengan data macam log yang tersedia pada langkah 1. Jika harga ρ f tidak sama dengan 1.0 gr/cc kalikan harga φ total yang didapat dengan harga pengali menurut tabel 1.
3. Tentukan harga kerapatan jenis (density) matrik batuan terbaca ( ρ maa ) dengan menggunakan Gambar 2. CP-14 (dari Schlumberger “ Log Interpretation Charts”, 1997). Masukkan harga ρ b pada sumbu tegak disebelah kiri kemudian tarik garis mendatar sampai pada harga porositas total terbaca ( φ ta ); baca harga ( ρ maa ) pada sumbu mendatar bawah.
4. Tentukan harga travel time gelombang suara dalam matrik terbaca (t maa) dengan menggunakan Gambar 2. CP-14. Masukkan harga t pada sumbu tegak sebelah kanan Gambar 2. CP-14; kemudian tarik garis mendatar sampai harga porositas total terbaca ( φ ta ); baca harga (t maa) pada sumbu mendatar atas.
5. Plot harga ( ρ maa ) dari langkah 3 dan harga (t maa) dari langkah 4 pada MID plot Gambar 3. CP-15 (dari buku Schlumberger, “ Log Interpretation Charts”, 1997). Baca komposisi mineral pembentuk batuan seperti pada langkah 4 butir 3.1. METODE M-N PLOT.
3.3. METODE LITHO – DENSITY - NEUTRON PLOT 1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1
2. Baca defleksi Log Litho Density ( P e ), Log Density ( ρ b ) dan Neutron Log ( φ N )
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 4 / 11 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI TIGA LOG 3. Masukkan harga φ N dan ρ b pada salah satu gambar dari cara penentuan ( φ ta ) yang sesuai dan baca harga porositas total terbaca ( φ ta ) (lihat PF 03). Jika harga ρ f tidak sama dengan 1.0 gr/cc, kalikan harga φ ta dengan pengali menurut tabel 1.
4. Tentukan harga densitas matrik batuan terbaca ( ρ maa ) dengan menggunakan Gambar 4. CP14 seperti pada langkah 3 butir 3.2.
5. Baca harga apparent index absorbtion ( µ maa ) dari Gambar 4. dengan memasukkan harga P e, ρ b kemudian φ ta (hasil langkah 3) seperti terlihat pada urutan arah panah di dalam Gambar 4. CP-20
6. Dengan harga (
maa )
dari langkah 5 dan harga ( ρ maa ) dari langkah 4, plot kedua besaran
tersebut ρ - U plot Gambar 5. CP – 21.
7. Tentukan komposisi mineral pembentuk sebagai berikut : - Jika hasil plot langkah 6 terletak di dalam segitiga komposisi, % komposisi masingmasing mineral dapat dibaca berdasarkan jarak relatif terhadap efeknya. - Jika hasil plot jatuh di luar segitiga komposisi, secara kualitatif tidak dapat ditentukan komposisi mineralnya. Komposisi secara kualitatif ditentukan berdasarkan letak hasil plot terhadap mineral-mineral di sekitarnya.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 11 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI TIGA LOG 4. DAFTAR PUSTAKA 1. John T. Dewan. “ Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983. 2. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts”, 1997 3. Adi Harsono, “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8”, 1997 4. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 5. George Asquith with Charles Gibson : " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982 6. Sylvain J. Pirson, “ Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation“, Prentice Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963
5
DAFTAR SIMBOL M
= salah satu parameter dalam M-N plot
N
= salah satu parameter dalam M-N plot
MID
= matrik identification
Pe
= koefisien photoelectric absorbtion (barns/electric)
t
= transit time (µSce)ft
t f
= transit time dalam cairan (µSce/ft)
(t maa)
= transit time terbaca dalam matrik (µSce/ft)
µ
= indeks photoelectric absorbtion
( µmaa) = indeks volumetric photoelectric absorbtion terbaca (barns/cc)
ρ b
= kerapatan jenis batuan, gr/cc
ρ f
= kerapatan jenis cairan, gr/cc
φ N
= porositas neutron (%)
φ Nf
= porositas neutron dalam fluida (%)
φ ta
= porositas terbaca total (%)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
LITOLOGI BATUAN
: 6 / 11 : 2 / Juli 2003
DENGAN KOMBINASI TIGA LOG 6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Lihat PF 02, PF 03 dan PF 16
6.2. CONTOH PERHITUNGAN 1. M-N Plot Porosity log dari lapisan 1 dan 2 memberikan data sebagai berikut : Lapisan 1 : t
= 67 µ sec/ft
ρ b
= 2.05 gr/cc
φ CNL
=0
ρ f
= 1.00 gr/cc
Lapisan 2 : t
= 63 µ sec/ft
ρ b
= 2.05 gr/cc
φ CNL
= 27 pu
Lapisan 1:
M =
N =
t f
−
1
ρ b − ρ f φ Nf ρb
−
φ N
×
0.01 =
=
− ρ
f
189 − 67 2.05 − 1.0
1.0 − 0.0 2.05 − 1.00
=
=
1.16
0.95
Plot harga M dan N pada Gambar 1. CP-8 menyatakan litologi lapisan 1 adalah NaCl.
Lapisan 2 :
M = N =
189 − 63 2.50 − 1.00 1.0 − 0.27 2.50 − 1.0
=
×
0.01 = 0.84
0.48
Plot harga M dan N pada Gambar 1. CP-8, menyatakan litologi lapisan 2 adalah dolomite.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
LITOLOGI BATUAN DENGAN KOMBINASI TIGA LOG 2. MID Plot (Lihat contoh pada Gambar 3. CP-15).
3. Litho-Density-Neutron plot (Lihat contoh pada Gambar 4. CP-20).
Tabel 1 Faktor Koreksi φ ta Kerapatan Jenis Fluida ( ρ f )
Faktor Pengali
1.00
1.00
1.05
0.98
1.1
0.95
1.15
0.93
Manajemen Produksi Hulu
: 7 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
DENGAN KOMBINASI TIGA LOG
Gambar 1. CP-8, M-N Plot Perhatikan alur plot dari contoh lapisan 2 dengan M = 8.4 dan N = 0.48.
Manajemen Produksi Hulu
: 8 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN DENGAN KOMBINASI TIGA LOG
Gambar 2. CP-14, MID Plot
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 9 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN DENGAN KOMBINASI TIGA LOG
Gambar 3. CP-15, MID Plot (lanjutan)
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 10 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KOMPOSISI LITOLOGI BATUAN DENGAN KOMBINASI TIGA LOG
Gambar 4. CP-14 LITHO – DENSITY - NEUTRON Plot
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 04 Halaman Revisi/Thn
: 11 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 17 : 2 / Juli 2003
Salah satu harapan terhadap interpretasi logging, menentukan disatu sisi: wadah (tempat) yaitu kandungan mineralogis dan prosentase elemen padatan utama (butiran, matriks dan semen) yang membentuk batuan; disisi lain: isi kandungannya yaitu keadaan alamiah dan prosentase (porositas, saturasi) fluida yang mengisi ruang antar elemen padatan tersebut. Logging secara umum membedakan 2 (dua) kategori elemen padatan yaitu matriks dan lempung. Pembedaan ini, disatu sisi disebabkan adanya beda kelakuan, dalam kaitannya dengan fenomena fisik yang dipakai pada logging terhadap kedua macam padatan tersebut, disisi lain adanya pengaruh lempung terhadap kelakuan petrofisik reservoir (permeabilitas, saturasi, dsb).
Yang disebut matriks dalam logging yaitu kumpulan elemen padatan yang membentuk kerangka (butiran dan penghubungnya) pembentuk batuan, kecuali lempung (sebagaimana dijelaskan diatas). Matriks ini disebut sederhana (simple) bila elemen dan semen sebagai perekatnya terbentuk dari mineral yang sama (kapur, quartz, dsb). Ini disebut kompleks bila elemennya sendiri memiliki komposisi mineralogis yang bervariasi dan / atau bila semen perekatnya memiliki keadaan alamiah yang berbeda (misalnya batuan pasir quartz dengan semen kapuran, dsb.). Ini disebut “bersih” ( clean) bila batuan ini tidak mengandung lempung. Berbagai mineral pembentuk batuan sedimenter memiliki karakateristik kimia-fisika sendirisendiri dan ini dapat dicirikan oleh logging sebagai respons “bersih” peralatan logging (radioaktivitas, tahanan listrik, berat jenis, hydrogen index, cepat rambat gelombang akustik, dsb.).
Lempung, dimaksudkan untuk memberi nama kumpulan endapan sedimenter yang terdiri dari mineralmineral tipis lempengan alumunium-silikat yang terhidrasi. Secara mineralogis dibedakan berbagai kelompok mineral berlempeng tipis berdasarkan ketebalan lempengannya atau jarak antar lempengan tersebut.
Pada kenyataannya, respon logging terhadap lempung hampir tidak pernah didapati secara sederhana pada batuan sedimen, sehingga penyederhanaan itu dianggap sebagai paparan teoritis, karena hanya terjadi sebagai hal yang luar biasa. Yang umum terjadi senantiasa gabungan berbagai mineral maupun bentuk seperti silt dan karbonat dalam komposisi parameter yang sangat bervariasi. Lebih jauh lagi, susunan partikel lempung membentuk ruang-ruang pori yang bervariasi pula besarnya, bukan saja oleh pengaruh susunan tadi, tetapi juga akibat pengaruh kompaksi batuan. Rongga pori ini biasanya terisi air, tetapi kadang-kadang juga hidrokarbon padat, cair atau gas. Dengan demikian karakteristik respons peralatan penyidik logging terutama tergantung pada komposisi, porositas dan saturasi hidrokarbon. Dapat Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 17 : 2 / Juli 2003
dipahami bahwa kehadiran lempung pada batuan mempengaruhi respos peralatan penyidik logging secara proposional menurut prosentase dan karakteristiknya.
1. TUJUAN Menentukan jenis dan volume shale (Clay, V SH ) di dalam batuan pasir. Jumlah shale perlu ditentukan karena shale dapat menyebabkan penimpangan pembacaan log, yang akan dapat menyebabkan kesalahan interpretasi.
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE 1. Log Gamma Ray 2. Log SP. 3. Log Rt 4. Log Neutron 5. Log Density Neutron
2.2. PERSYARATAN 1. Sifat-sifat shale di dalam batuan pasir dianggap sama dengan lapisan shale di dekatnya 2. Metode Density - Neutron Log tidak dapat digunakan jika lapisan mengandung gas.
3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE GAMMA RAY LOG 1. Baca harga defleksi gamma rata-rata pada batuan yang bersangkutan GR = GR Log 2. Baca harga defleksi gamma rata-rata pada batuan pasir bersih ( clean sand ), GRCL 3. Baca
harga
rata-rata
defleksi
gamma
pada
batuan
shale
(GRSH )
)
= GRminimum
yang
terdekat,
GRSH = GRmax imum . 4. Hitung indeks shale, I SH dengan rumus berikut:
I SH =
(GR − GRCL ) (GRSH − GRCL )
I SH = 0 untuk clean sand Manajemen Produksi Hulu
(1)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 3 / 17 : 2 / Juli 2003
I SH = 1 untuk lapisan shale Umumnya I SH = V SH 5. Jika untuk formasi tersebut tersedia juga log density, baca harga density rata-rata formasi yang bersangkutan ( ρ ) dan harga density rata-rata lapisan shale di dekatnya ( ρ SH ) 6. Hitung V SH dengan rumus berikut: 3
(V SH )GR
⎛ ρ ⎞ ⎟⎟ = I SH ⎜⎜ ρ ⎝ SH ⎠
(2)
7. Jika rekaman density log tidak ada, gunakan grafik korelasi Gambar 2 untuk mendapatkan V SH dari I SH . Hubungan linier digunakan jika density formasi tidak terlalu dipengaruhi oleh adanya clay di dalamnya.
Hubungan melengkung digunakan jika adanya clay akan mempengaruhi bulk density dari batuan.
3.2. METODE SP LOG 1. Tentukan garis alas shale ( shale base line) yang menunjukkan defleksi kecil tetapi tampak menerus dan senantiasa nyata nyata berhadapan dengan lapisan shale (diperlukan informasi tambahan informasi dari sumber data lain seperti deskripsi serpih, deskripsi well site geologist, dsb.) untuk konfirmasinya. 2. Tentukan harga PSP lapisan yang bersangkutan dengan membaca defleksi dihitung dari shale base line.
3 . Tentukan harga SSP lapisan pasir bersih yang terdekat dengan cara yang sama dengan langkah 2. 4. Hitung V SH menurut hubungan berikut.
(V SH )SP = 1.0 −
PSP SSP
dimana :
⎛ Rmf ⎞ ⎟⎟ SSP = − K × log⎜⎜ R ⎝ w ⎠ K = 60 + 0.133 × T f Manajemen Produksi Hulu
(dalam %)
(3)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 4 / 17 : 2 / Juli 2003
3.3. METODE Rt LOG 1. Baca defleksi Rt log ( Induction log atau Laterolog atau kedua-duanya) pada lapisan shale yang bersangkutan ( RSH ) dan lapisan pasir bersih 2. Hitung harga besaran a menurut hubungan berikut
⎛ R R − Rt ⎞ ⎟⎟ a = ⎜⎜ SH × CL − R R R CL SH ⎠ ⎝ t
(4)
3. Gunakan grafik Gambar (2) untuk menentukan harga V SH dengan memasukkan besaran a pada sumbu mendatar dan baca V SH pada sumbu tegak
3.4. METODE NEUTRON LOG 1. Baca harga porosity Neutron Log pada lapisan shale di dekatnya (φ NSH ) dan pada lapisan yang bersangkutan (φ N ) 2. Hitung (V SH ) N berdasarkan rumus berikut:
(V SH ) N =
φ N φ NSH
(5)
3.5. METODE DENSITY - NEUTRON LOG 1. Baca harga rata-rata porositas neutron φ N lapisan yang bersangkutan. 2. Baca harga rata-rata porositas density (φ D ) dari lapisan yang bersangkutan. 3. Baca harga porositas neutron rata-rata lapisan shale (φ NSH ) yang terdekat. 4. Baca harga rata-rata porositas density lapisan shale (φ DSH ) yang terdekat. 5. Hitung V CL dengan rumus berikut:
(V SH ) ND =
(φ N − φ D ) (φ NSH − φ DSH )
Harga (φ NSH − φ DSH ) umumnya antara 0.15 – 0.30
Manajemen Produksi Hulu
(6)
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 17 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA 1. John T, Dewan, " Essentials of Modern Open-Hole Log Interpretation", Penn-Well Books, Tulsa, Oklahoma, 1983 2. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982
3. George B. Asquith, " Log Evaluation of Shaly Sandstones: A Practical Guide", The American Association of Petrolum Geologists, Tulsa Oklahoma USA, 1982 4. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 5. Schlumberger, " Log Interpretation Charts" 1997.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
: 6 / 17 : 2 / Juli 2003
5. DAFTAR SIMBOL
φ N
=
porositas formasi dari neutron log, fraksi
φ D
=
porositas formasi dari density log, fraksi
φ DSH
=
porositas lapisan shale dari density log, fraksi
φ NSH
=
porositas lapisan shale dari neutron log, fraksi
GR
=
defleksi sinar gamma dari formasi (dari pembacaan log), APIU
GRCL
=
defleksi sinar gamma dari formasi bersih, APIU
GRSH
=
defleksi sinar gamma dari lapisan shale, APIU
I SH
=
indeks shale, tak bersatuan
ρ
=
kerapatan jenis (density) batuan formasi, gr/cc
ρ SH
=
kerapatan jenis shale, gr/cc
SP
=
spontaneous potensial, mV
SPCL
=
spontaneous potensial lapisan bersih, mV
SPSH
=
spontaneous potensial lapisan shale, mV
(V CL) ND
=
volume clay (shale) dari neutron density, fraksi
(V CL)GR
=
volume clay (shale) dari gamma ray log, fraksi
(V CL)SP
=
volume clay (shale) dari SP log, fraksi
Rt
=
defleksi log resistivity jangkauan dalam untuk lapisan yang bersangkutan, Ohm-m
RSH
=
defleksi log resistivity untuk lapisan shale, Ohm-m
RtCL
=
defleksi log resistivity jangkauan dalam untuk lapisan batu pasir bersih, Ohm-m
a
=
besaran perbandingan antara resistivitas shale dengan resistivitas total batuan
⎛ R R − Rt ⎞ ⎟⎟ a = ⎜⎜ SH × CL − R R R CL SH ⎠ ⎝ t PSP
=
Pseudostatic spontaneous potential, pembacaan log SP pada lapisan batu pasir yang
mengandung shale (shaly sand ) SSP
=
Static spontaneous potential, pembacaan log SP pada lapisan tipis batu pasir bersih
(clean sand ) T f
=
Temperatur formasi, °F
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 17 : 2 / Juli 2003
6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Dalam dunia perminyakan, sering muncul permasalahan shaly sand (batu pasir yang mengandung lempung). Pada interpretasi log, hal ini sering menjadi pertanyaan pada saat melakukan identifikasi dan penentuan pengaruh kandungan shale di reservoir karena shale akan memberi pengaruh pada porositas dan permeabilitas. Pemahaman tentang sifat dari shale dan koreksi data log dibutuhkan bila jumlah shale dalam reservoir cukup banyak, agar tidak terjadi kesalahan pengambilan keputusan, baik pada kegiatan eksplorasi maupun pengembangan.
Adanya clay atau shale di dalam batuan sedimen menyebabkan terjadinya penyimpangan interpretasi log bila menggunakan rumus-rumus untuk batuan bersih. Efek adanya shale dalam formasi :
•
Mengurangi porositas efektif, umumnya signifikan
•
Mengurangi permeabilitas, terkadang dengan drastis
•
Memberikan resistivitas yang berbeda dengan yang diperoleh berdasarkan persamaan Archie
•
Shale memberikan pembacaan log porositas (neutron, density dan sonik) yang tidak sesuai
dengan keadaan sebenarnya. Porositas akan selalu dibaca terlalu tinggi, kecuali pada log density yang tidak akan membaca porositas terlalu tinggi bila densitas shale (atau clay)
sama atau lebih besar dari densitas matriks. Apabila mengetahui jumlah shale di dalam suatu batuan maka interpretasi log untuk jenis batuan tersebut akan lebih teliti.
Clay adalah komponen utama dari shale, terdiri dari partikel-partikel sangat kecil dengan luas
permukaan yang sangat luas, dan akibatnya dapat mengikat air formasi dalam jumlah banyak dipermukaannya. Untuk pasir, air ini berpengaruh pada konduktivitas elektrik tetapi tidak berpengaruh pada konduktivitas hidroliknya. Air yang terikat itu tidak dapat didorong oleh hidrokarbon dan tidak dapat mengalir. Berdasarkan hal ini, kita definisikan:
•
Porositas efektif : besarnya pori-pori yang terisi oleh fluida yang terikat dengan batuan non-clay
•
Porositas total : besar pori-pori yang terisi oleh fluida yang terikat pada batuan clay maupun non- clay.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 8 / 17 : 2 / Juli 2003
Formasi hidrokarbon yang mengandung shale mungkin hanya menunjukkan sedikit perbedaan pada log resistivity, dibandingkan dengan batu pasir yang mengandung air atau dengan shale-shale lain yang berdekatan. Hal ini berakibat lapisan batu pasir yang mengandung shale sulit untuk ditentukan pada log resistivity. Walaupun dapat ditentukan, penggunaan persamaan Archie dalam kondisi ini akan memberikan hasil saturasi air yang tidak tepat.
Bila jumlah shale dalam reservoir dapat menghentikan produksi karena permeabilitasnya yang sangat rendah, tetapi pada jumlah tertentu keberadaan shale dalam reservoir dapat menguntungkan yaitu bila shale menyebar. Hal ini dapat menguntungkan karena shale akan mengikat air dan mengurangi saturasi air. Dengan kondisi tersebut, suatu lapisan yang memiliki saturasi air yang tinggi tetap dapat diproduksikan secara ekonomis.
Umumnya shale terdiri dari padatan sebagai berikut : 50% clay, 25% silica, 10% feldspar , 10% karbonat, 3% besi oksida, 1% bahan organik dan 1% material lainnya. Shale dapat menyerap air sebanyak 2-40% dari volumenya. Komponen clay yang terdapat dalam shale menyebabkan terjadinya penyimpangan (abnormal) dalam pembacaan log. Mineral-mineral clay diklasifikasikan dalam beberapa jenis, tergantung pada struktur kristalnya. Pada batuan sedimen, clay yang ditinjau adalah jenis montmorillonite, illite, kaolinite, chlorite dan mineral campuran yang biasanya berbentuk lapisan. Tabel 1 mendaftarkan sifat-sifat dari tiap jenis clay yang penting dalam penilaian formasi.
Clay Type
CEC, meq/g
φ CNL
Spectral GR Components (av)
ρ ( av ) ,
Minor
gr/cc
Constituent
K, %
U, ppm
Th, ppm
Montmorillonite
0.8-1.5
0.24
2.45
Ca, Mg, Fe
0.16
2-5
14-24
Illite
0.1-0.4
0.24
2.65
K, Mg, Fe, Ti
4.5
1.5
<2
Chlorite
0-0.1
0.51
2.8
Mg, Fe
-
-
-
Kaolinite
0.03-0.06
0.36
2.65
-
0.42
1.5-3
6-19
Tabel 1 Sifat-sifat clay yang berpengaruh dalam logging
Kolom pertama dalam tabel menampilkan parameter yang penting, yaitu Kapasitas Perpindahan Kation (Cation Exchange Capacity – CEC). Perhatikan bahwa nilai CEC dari montmorillonite dan Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 9 / 17 : 2 / Juli 2003
illite lebih besar dibandingkan dengan chlorite dan kaolite. Kolom kedua menampilkan porositas
yang dibaca oleh log CNL Neutron, pada keadaan (teoritis) 100% formasi clay. Kolom berikutnya menunjukkan densitas clay rata-rata. Parameter ini memiliki nilai yang bervariasi, sesuai dengan konsentrasi hidrogen dan mineral berat yang mengotori, misalnya mineral besi. Tiga kolom terakhir pada Tabel 1 adalah konsentrasi rata-rata dari komponen radioaktif natural yang terdapat dalam clay. Perlu diperhatikan bahwa konsentrasi potassium yang tinggi terdapat pada illite, sedangkan konsentrasi thorium yang tinggi terdapat pada montmorillonite.
Distribusi shale atau clay dalam batu pasir ( sand ) dibagi menjadi :
• Laminated • Dispersed •
Structural.
Pembagiannya dapat dilihat pada Gambar 1.
Tidak ada satupun metode perekaman logging yang dapat mengukur secara tepat jumlah kandungan shale di dalam batuan. Sampai saat ini penentuan jumlah shale dilakukan dengan cara perhitungan dari beberapa rekaman log yang dapat menunjukkan adanya shale. Menentukan volume shale di dalam batuan dikenal lima metode, yaitu: 1. Metode Log Gamma Ray 2. Metode Log SP 3. Metode Log Rt 4. Metode Log Neutron 5. Metode Log Density - Neutron
Karena shale lebih radioaktif dibandingkan dengan batu pasir dan karbonat, log gamma ray ( GR) dapat digunakan untuk menghitung volume shale dalam reservoir. Defleksi rekaman log sinar gamma makin tinggi bila jumlah kandungan shale besar. Dengan demikian indeks kandungan shale dalam batuan dapat diperoleh dari interpolasi linier antara harga sinar gamma di dalam
batuan bersih dari batuan shale, sebagai berikut:
I SH =
Manajemen Produksi Hulu
(GR − GRCL ) (GRSH − GRCL )
(1)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 10 / 17 : 2 / Juli 2003
Untuk mendapatkan volume shale dalam batuan dapat dilakukan dengan grafik korelasi antara I SH dengan V SH seperti terlihat pada Gambar 2 atau dari hubungan: 3
⎛ ⎞ (V SH ) = I SH ⎜⎜ ρ ⎟⎟ ⎝ ρ SH ⎠
(2)
jika untuk formasi tersebut tersedia rekaman log density.
Hal yang sama juga akan ditunjukkan oleh rekaman SP log, sehingga V SH dapat dihitung berdasarkan hubungan berikut:
(V SH )SP =
(SP − SPCL ) (SPSH − SPCL )
(7)
Adanya shale di dalam batuan cenderung memperkecil harga SP.
Harga resistivity batuan yang mengandung shale sangat ditentukan oleh resistivity shale dan kandungan shale di dalamnya. Untuk batuan dengan porositas nol, berlaku rumus Archie sebagai berikut :
Rt =
RSH
(V SH )b
(8)
Jika batuan tersebut mempunyai porositas dan mengandung air formasi maka resistivitas batuan akan berkurang, sehingga :
(V SH ) R
t
⎛ R ⎞ = ⎜⎜ SH ⎟⎟ ⎝ Rt ⎠
1
b
≥ V SH
(9)
Dengan syarat batas V SH = 0 dan untuk batuan yang mengandung hidrokarbon, Rt = RCL adalah maksimum, persamaan (9) menjadi: 1
(V SH ) R
t
⎡ RSH RCL − Rt ⎤ b =⎢ ⎥ − R R R SH ⎦ ⎣ t CL
b adalah suatu konstanta dengan harga antara l sampai dengan 2
• b = 1 untuk Manajemen Produksi Hulu
R SH Rt
antara 0.5 sampai dengan 1.0
(10)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 11 / 17 : 2 / Juli 2003
R • 2 ≥ b > untuk SH < 0.5 Rt Neutron porosity indeks dapat dinyatakan sebagai berikut:
φ N = φ × φ Nf + V SH φ NSH
(11)
berhubung harga φ Nf selalu positif, maka:
(V SH ) N =
φ N φ NSH
≥ V SH
(5)
Harga (V SH ) N akan memberikan harga V SH yang baik jika porositas batuan rendah dan atau harga
φ Nf kecil. Adanya ikatan hidrogen di dalam shale menyebabkan porositas neutron mempunyai harga lebih tinggi dari porositas yang ditunjukkan oleh log density, dengan demikian makin tinggi kandungan shale di dalam batuan perbedaan tersebut makin besar. Karena pengaruhnya adalah linier maka volume shale di dalam batuan dapat dinyatakan menurut hubungan berikut:
(V SH ) ND =
(φ N − φ D ) (φ NSH − φ DSH )
(6)
Untuk batuan yang mengandung gas maka porositas yang ditunjukkan oleh kedua log tersebut tidak benar, sehingga metode ini tidak dapat digunakan. Dari kelima metode tersebut penentuan V SH dengan SP akan memberikan harga yang paling besar.
Menurut konvensi maka harga V SH , yang akan digunakan adalah harga terendah dari kelima metode tersebut. Sebagai pertimbangan dapat diutarakan bahwa adanya mineral berat akan mempertinggi harga (V SH ) ND, pembesaran lubang bor akan memperbesar (V SH )GR dan kandungan hidrokarbon akan menyebabkan harga (V SH )SP membesar.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 05
PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Halaman Revisi/Thn
: 12 / 17 : 2 / Juli 2003
6.2. CONTOH SOAL Rekaman Log SP, GR, Induction, SFL, Density dan Neutron suatu formasi shaly-sand seperti terlihat pada Gambar 3 memberikan data sebagai berikut: Untuk lapisan pasir 8510 - 8540 ft Rt
= 3
φ D = 0.26
φ N = 0.33 GR = 63 SP
=
-95
Pada batuan shale 8470 - 8500 ft RSH
= 1,2
φ DSH = 0.20 φ NSH = 0.50 GRSH = 87 SPSH = -75
Pada clean sand 8178 - 8193 ft RCL
= 0.65
φ CL
= 0.34
GRCL = 36 SPCL = -122
Perhitungan V SH 1. ( I SH )GR
=
(63 − 36) = 0.53 (87 − 36)
Dari Gambar l (V SH )GR = 0.34 2.
(V SH )SP =
3. a =
RSH Rt
×
(− 95 − (− 122)) = 0.57 (− 75 − (− 122)) RCL − Rt RCL − RSH
=
1.2 3
×
0.65 − 3 0.65 − 1.2
= 0.4 ×
Dari Gambar 2 (V SH ) Rt tidak dapat dihitung.
Manajemen Produksi Hulu
− 2.35 = 1.7 − 0.55
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
0.33
4.
(V SH ) N =
5.
(V SH ) ND =
0.50
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
= 0.66
(0.33 − 0.26) 0.50 − 0.20
= 0.23
Menurut pengamatan di lapangan formasi tersebut mengandung gas. Jadi V SH = 0.34 (harga yang terendah)
Manajemen Produksi Hulu
: 13 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
: 14 / 17 : 2 / Juli 2003
6.3. GAMBAR DAN GRAFIK
Gambar 1. Bentuk distribusi shale dalam batuan sedimen (after Wilson, Schlumberger)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
Gambar 2. Konversi I SH terhadap V SH untuk Log Gamma Ray Clavier et.al. menurunkan persamaan untuk dispersed shaly sand .
Manajemen Produksi Hulu
: 15 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
Gambar 3. (V SH ) RT terhadap a
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
: 16 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN KANDUNGAN SHALE (V SH)
NO : PF 05 Halaman Revisi/Thn
Gambar 4. Rekaman log formasi Shale Sand-Offshore Louisiana.
Manajemen Produksi Hulu
: 17 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN RW DARI LOG
NO : PF 06 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 16 : 2 / Juli 2003
Penentuan harga tahanan listrik air formasi ( formation water resistivity ) perlu dilakukan dengan seksama mengingat perannya sebagai parameter penentu pada perhitungan saturasi air, yang pada gilirannya akan menunjukkan ada tidaknya prospek hidrokarbon. Segala cara harus dilakukan untuk menjamin keakuratan penentuan ini, termasuk diantaranya meneliti contoh air yang didapat langsung dari uji kandung lapisan maupun uji produksi. Modul ini khusus memfokuskan uraian pada cara cara yang lazim dilakukan untuk menentukan harga itu hanya dari data log.
1. TUJUAN
Menentukan harga resistivitas air formasi ( Rw)
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE
1. Metode SP 2. Metode Rt 3. Metode Resistivity – Porosity Cross Plot 4. Metode R xo – Rt Cross Plot
2.2. PERSYARATAN
1. Metode SP a. Lapisan bersih (clean formation) b. Lapisan yang bersangkutan mempunyai defleksi SP c. Tersedia rekaman resistivitas jangkauan dalam dan jangkauan dangkal 2. Metode Rt a. Lapisan bersih b. Lapisan mempunyai zona air c. Tersedia rekaman resistivitas jangkauan dalam dan dangkal 3. Metode Resistivity – Porosity Cross Plot (lihat PF 06) 4. Metode R xo terhadap Rt Cross Plot (lihat PF 07, PF 08) 5. Petunjuk kerja ini menggunakan chart-interpretasi Schlumberger . Jika peralatan yang dipergunakan dari perusahaan lain, chart-interpretasi yang digunakan harus disesuaikan Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 16 : 2 / Juli 2003
3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE SP
1. Siapkan data pendukung :
• Diameter lubang bor ( d h) • Gradien temperatur (G) • Resistivitas lumpur ( Rm) Bila tersedia gunakan juga :
• Resistivitas filtrat lumpur ( Rmf ) • Resistivitas kerak lumpur ( Rmc) • Kerapatan jenis lumpur ( ρ m) 2. Tentukan temperatur lapisan ( T R) menggunakan Gambar GEN-6 dan hitung harga Rm pada temperatur tersebut dengan rumus :
Rm @ T R = Rm @ T a ×
Ta T R
(1)
3. Tentukan tebal lapisan ( h) dari SP log dengan mengukur jarak antara titik belok ( inflection point ) awal deflekesi dan titik belok akhir defleksi.
4. Tentukan garis shale ( shale base line) Garis ini merupakan harga rata-rata SP lapisan – lapisan shale. Garis tersebut merupakan garis referensi SP = 0
5. Tentukan harga SP lapisan dengan membaca harga skala log dimulai dari shale base sampai garis rata-rata defleksi SP-nya (-mv)
6. Hitung harga Rmf , Rmfeq , Rmc pada temperatur formasi sebagai berikut : Gunakan Gambar GEN-9 untuk mendapatkan harga Rmf @ T R a. Jika harga Rmf @ T a > 0.1 ohm-m hitung harga Rmfeq dengan hubungan berikut : Rmfeq = 0.85 Rmf
b. Jika harga Rmf @ T a < 0.1 ohm-m, gunakan Gambar SP-2 untuk mendapatkan harga Rmfeq : Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Rmc @ T R = Rmc @ T a ×
Halaman Revisi/Thn
: 3 / 16 : 2 / Juli 2003
Ta T R
7. Apabila tidak ada pengukuran langsung, hitung harga Rmf dan Rmc dari persamaan berikut :
Rmf = K m ( Rm )
1.07
⎛ Rm ⎞ ⎟ ( ) R = 0.69 mf ⎜⎜ ⎟ R ⎝ mf ⎠
Rmc
2.65
K m tergantung densitas kerapatan jenis ( density) lumpur seperti terlihat pada Tabel GEN-7.
Baca Rmf dari Gambar SP-2
8. Baca dari log resistivity harga R xo , R ,i d ,i Rs, dan Rt (lihat PF 07 untuk pembacaan R xo dan PF 06 untuk pembacaan Ri dan Rt )
9. Hitung harga
Rs R xo Ri R xo ,
,
,
Rm Rm Rm Rt
,
h d h
dan
d i d h
10. Dari harga SP langkah 5 dan data yang diperoleh dari langkah 8 dan 9 gunakan Gambar SP-3 atau SP-4 untuk menentukan harga SP. E SSPcor = E SP x
1 E SP / E SPcor
E SP = E SP x Faktor Koreksin E SP adalah harga SP hasil langkah 5
11. Tentukan harga Rweq dengan menggunakan Gambar SP-1 Masukkan harga SP pada sumbu datar, tarik garis tegak lurus sehingga memotong kurva dengan temperatur lapisan yang sesuai. Dari titik potong ini tarik garis mendatar sampai memotong sumbu tegak untuk menentukan harga Rmfeq / Rweq. Dari harga Rmfeq /Rweq tersebut tarik garis lurus melalui harga Rmfeq sehingga diperoleh Rweq
12. Dengan harga Rweq hasil langkah 10, gunakan gambar SP-2 untuk menentukan harga RW . Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 4 / 16 : 2 / Juli 2003
3.2. METODE R t
1. Siapkan data pendukung
• Gradien temperatur (G) • Resistivitas lumpur bor ( Rm) • Kerapatan jenis lumpur bor ( ρ m) Bila tersedia gunakan juga :
• Resistivitas filtrat lumpur ( Rmf ) • Resistivitas kerak lumpur ( Rmc) 2. Tentukan temperatur lapisan ( T R) menggunakan Gambar GEN-6, kemudian hitung harga Rm pada temperatur tersebut dengan rumus:
Rm @ T R = Rm @ T a ×
T a T R
(5)
3. Hitung harga Rmf , Rmfeq , Rmc pada temperatur formasi sebagai berikut : Gunakan Gambar GEN-9 untuk mendapatkan harga Rmf @ T R a. Jika harga Rmf @ T a > 0.1 ohm-m Hitung harga Rmfeq dengan hubungan berikut : Rmfeq = 0.85 Rmf
b. Jika harga Rmf @ T a > 0.1 ohm-m, gunakan Gambar SP-2 untuk mendapatkan harga Rmfeq :
Rmc @ T R = Rmc @ T a ×
T a T R
4. Apabila tidak ada pengukuran langsung, hitung harga Rmf dan Rmc dari persamaan berikut :
Rmf = K m ( Rm )
1.07
Rmc
⎛ R ⎞ = 0.69( Rmf )⎜ m ⎟ ⎜ Rmf ⎟ ⎝ ⎠
(6) 2.65
(7)
atau untuk air lumpur garam Rmf = 0.75 Rm
Manajemen Produksi Hulu
(8)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 5 / 16 : 2 / Juli 2003
Rmc = 1.5 Rm
(9)
K m tergantung kerapatan jenis lumpur seperti terlihat pada Tabel GEN-7.
5. Tentukan harga ROS. Biasanya ROS diambil antara 10-20% atau sesuai pengalaman lapangan.
6. Pada lapisan yang mengandung 100% air tentukan harga Ro dan R xo dari rekaman log resistivity (lihat PF 07 untuk menentukan harga R xo) Ro adalah Rt lapisan yang mengandung 100 % air.
7. Hitung RW berdasarkan rumus :
RW =
Ro × Rmf R xo (1 − ROS ) 2
(10)
3.3 METODE RESISTIVITY – POROSITY CROSS PLOT
1. Pilih log porositas-resistivitas yang sesuai untuk dikerjakan 2. Pilih skala dari porositas ( ρ b ,φ N , ∆t ) . Titik matriks harus di dalam skala yang dipilih. 3. Gambar nilai log yang dibaca langsung dari log resistivitas-dalam dan log porositas di dalam lapisan yang dikehendaki (skala resistivitas diatur agar sesuai dengan nilai resistivitas) 4. Tarik garis dari titik matriks (jika diketahui) melalui titik-titik paling kiri (Utara-Barat), didapat garis air, dimana S W
= 100% . Setiap titik pada garis itu memberikan nilai porositasnya dan
resistivitas Ro yang sesuai. 5. Untuk memperoleh nilai Rw , nyatakan skala porositas dalam absis (pakai grafik log yang sesuai), kemudian :
•
Umpamakan F =
1 φ 2
, tarik garis vertikal dari titik φ = 20 (F=25), atau dari titik φ = 10
(F=100) ke garis-air kemudian tarik garis horisontal ke ordinat baca Ro .
•
Hitung Rw =
•
Untuk F =
Manajemen Produksi Hulu
Ro F
0.62 φ 2.15
, pakai φ = 20 dengan cara yang sama.
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN RW DARI LOG
NO : PF 06 Halaman Revisi/Thn
: 6 / 16 : 2 / Juli 2003
3.4 METODE R xo - R t CROSS PLOT
(Lihat PF 07, PF 08)
4.
DAFTAR PUSTAKA
1. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 2. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts,” 1997 3. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982
4. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn– Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983 5. Pirson S. J., “Oil Reservoir Engineering”, Mc. Graw-Hill Book Co. Inc., New York, 1958 6. Pirson S. J., “ Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation“, Prentice Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963 .
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
5.
Halaman Revisi/Thn
: 7 / 16 : 2 / Juli 2003
DAFTAR SIMBOL
d i
= diameter invasi, ft
d h
= diameter lubang , ft
E SP
= harga SP hasil pembacaan log
E SPcorr = harga SP hasil pembacaan log yang telah dikoreksi G
= gradien temperatur, °F/100 ft
h
= tebal lapisan , ft
ρ m
= kerapatan jenis lumpur, ppg
Ri
= resistivitas formasi pada daerah invasi, ohm-m
Rm
= resistivitas lumpur bor, ohm-m
Rmf
= resistivitas filtrat lumpur, ohm-m
Rmfeq
= resistivitas filtrat lumpur setara, ohm-m
Rmc
= resistivitas kerak lumpur, ohm-m
Ro
= resistivitas formasi dengan kejenuhan air formasi 100%, ohm-m
ROS
= saturasi minyak tersisa, %
Rs
= resistivitas lapisan shale, ohm-m
Rt
= resistivitas lapisan batuan pada daerah yang tak terganggu ( undistrub), ohm-m
R xo
= resistivitas batuan pada daerah flush, ohm-m
RW
= resistivitas air formasi, ohm-m
K m
= fungsi dari mud weight , diperoleh dari Tabel Gen-7
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 8 / 16 : 2 / Juli 2003
6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS
Perubahan litologi batuan dan kontak dengan Lumpur bor akan menimbulkan potensial listrik yang disebut Static Spontaneous Potensial (SSP). Dengan demikian besarnya SSP akan bergantung pada sifat batuan yang kontak satu sama lain, misalnya shale dan pasir, fluida formasi dan lumpur bor. Secara kuantitatif besarnya SSP dirumuskan sebagai berikut :
Rmf eq SSP = − K c log Rw eq
(11)
dimana K c = 61 + 0.133 T ( °F) Apabila harga SSP dan sifat-sifat lumpur bor diketahui, maka hubungan ini dapat digunakan untuk menghitung resistivitas air formasi ( Rw).
6.2 CONTOH PERHITUNGAN
Penentuan harga RW pada zone 9410 - 9440 ft dari contoh log Gambar 7. Temperatur gradien ( G) = 0.9 °F/100 ft o
Rm @ 60 F
= 1.63 ohm-m
d n
= 9 7/8”
ρ m
= 10.78 ppg
Dari gambar 2 didapat T R @ 9420 ft = 140 oF o
Rm @ 140 F
= Rm @ 60 oF x
= 1.63 × h
= 30 ft
SSP
= -80 mv
Rmf
= K m ( Rm )
60 140
Ta T R
= 0.69 ohm-m
1.07
Dari tabel, K m = 0.74 Rmf
= 0.74 (0.69) 1.07 = 0.5 ohm-m @ T R
Rmc
⎛ R ⎞ = 0.69( Rmf )⎜ m ⎟ ⎜ Rmf ⎟ ⎝ ⎠
Manajemen Produksi Hulu
2.65
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
⎛ 0.69 ⎞ = (0.69)(0.5) ⎜ ⎟ ⎝ 0.5 ⎠
Halaman Revisi/Thn
: 9 / 16 : 2 / Juli 2003
2.65
= 0.81 ohm-m @ T R
•
Dari gambar 6 dan harga Rmc = 0.81 maka diperoleh Rmfeq = 0.36 ohm-m
•
SSP dikoreksi dengan menggunakan gambar 5 yaitu untuk data masukkan R16 , R 64 , R xo , R 1X1, R2” sehingga SSPcor = -92 mv
•
Dari nomograph gambar 6 dengan mengikuti runtunan cara yang disertakan maka diperoleh Rweq = - 0.032 ohm –m
•
Menggunakan Gambar 7, yaitu hubungan RW terhadap Rweq pada suhu reservoir, maka dari harga Rweq = 0.032 ohm-m akan diperoleh harga RW = 0.046 ohm-m
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN RW DARI LOG
6.3 GAMBAR DAN TABEL
Gambar 1. GEN-6
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 06 Halaman Revisi/Thn
: 10 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN RW DARI LOG
Gambar 2. GEN-9
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 06 Halaman Revisi/Thn
: 11 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Gambar 3. SP-2
Tabel 1. GEN-7 Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 12 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Gambar 4. SP-3
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 13 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Gambar 5. SP-4
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 14 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Gambar 6. SP-1
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 15 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 06
PENENTUAN RW DARI LOG
Gambar 7. Example log Springer Sand, Oklahoma
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 16 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 18 : 2 / Juli 2003
Dari semua parameter yang dihasilkan log listrik, yang paling sulit diukur yaitu tahanan daerah yang belum terinvasi Rt , karena semua pengukuran tahanan dipengaruhi oleh tahanan lapisan disekitarnya dan oleh tahanan zona terinvasi yang terletak dekat dengan lingkaran dinding dalam lubang bor. Umumnya Rt dihitung dari kombinasi tahanan dangkal, sedang dan dalam yang diperoleh dari penyidik induksi dan laterolog. Pilihan peralatan tahanan yang dipakai pada operasi logging tergantung pada tahanan batuan dan tahan lumpur. . Dari sisi peralatan log, grafik pada Gambar 1 berikut dapat menjadi panduan pemilihan tipe log yang cocok dengan lumpur pemboran yang digunakan.
......................................................................Gambar 1 GGambar 1. Diagram panduan pemilihan tipe log untuk mendapatkan harga Rt yang tepat pada berbagai macam lumpur pemboran. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 2 / 18 : 2 / Juli 2003
1. TUJUAN
Mendapatkan harga Rt dari log konvensional (Normal, Lateral) maupun kombinasi log yang umum dipakai dewasa ini.
2. METODE DAN PERSYARATAN
1.
METODE 2.1.1. Pembacaan Langsung Dilakukan dengan pembacaan langsung pada rekaman log normal atau lateral berdasarkan aturan tertentu. Untuk normal 16 inci, hasil pembacaan perlu dikoreksi lagi terhadap pengaruh lubang bor menggunakan kurva khusus.
2.1.2. Metode Grafis Dilakukan terhadap kombinasi log resistivity jangkauan dalam, sedang dan dangkal, untuk mengoreksi pengaruh keadaan lubang bor, tebal lapisan dan invasi filtrat lumpur. Macam kombinasi yang dipakai dewasa ini antara lain:
• Dual Induction - Laterolog 8 • Dual Induction - SFL • Dual Induction - Laterolog 8 - R xo • Dual Induction - SFL - R xo • Dual Laterolog - R xo • Dual Induction - R xo Petunjuk kerja ini menerangkan penentuan harga Rt untuk kombinasi Induction Log ( R ID , R IM ) dan laterolog 8 ( R LL8 ). Cara yang sama dapat diterapkan untuk kombinasi lain dengan
menggunakan kurva yang sesuai. Khusus untuk kombinasi yang memakai R xo dapat dilihat pada PF 08.
2.2. PERSYARATAN Tidak ada transisi antara flushed zone dengan uninvaded zone.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
PENENTUAN Rt
: 3 / 18 : 2 / Juli 2003
3. LANGKAH KERJA
3.1 PEMBACAAN LANGSUNG 1. Persiapkan data diameter lubang sumur ( d h), ketebalan lapisan (h), resistivitas lumpur ( Rm), resistivitas lapisan sekitarnya ( Rs). Koreksi harga Rm terhadap temperatur lapisan (lihat PF 06). 2. Pilih pada tabel petunjuk (Tabel 1) cara pembacaan Rt yang sesuai bagi data dari langkah 1. 3. Khusus untuk normal 16“, gunakan Gambar 2. Rcor-8 : masukkan data
pilih diameter lubang sumur sesuai data dan dapatkan harga
R16 corr Rm
R16 Rm
pada sumbu tegak,
.
Harga Rt = R16 corr
3.2 METODE GRAFIS 1. Persiapkan data diameter lubang sumur ( d h), stand off , resistivitas lumpur ( Rm), resistivitas lapisan sekitarnya ( Rs). Koreksi harga Rm terhadap temperatur lapisan (lihat PF 06) 2. Koreksi pengaruh lubang bor : a. Untuk Laterolog 8 : Grafik Gambar 3. Rcor-1. Masukkan data
R LL8 Rm
pada sumbu mendatar dan pilih diameter lubang sumur serta Rm yang
mendekati data, kemudian dapatkan harga
⎛ R LL8 corr ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ . R ⎝ LL8 ⎠
⎛ R LL8 corr ⎞ ⎟ × R LL8' R LL8 corr = ⎜⎜ ⎟ R ⎝ LL8 ⎠
b. Untuk Induction log : grafik Gambar 4. Rcor - 4a : Masukkan data diameter lubang sumur pada sumbu mendatar, pilih stand off sesui data dan dapatkan barehole geometrical factor . Tarik garis lurus dari titik borehole geometrical factor melalui harga resistivity factor ( Rm) untuk mendapatkan Hole Signal (dalam satuan Conductivity). Konversikan harga resistivitas
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
PENENTUAN Rt
( R IM ) hasil pembacaan menjadi Conductivity
: 4 / 18 : 2 / Juli 2003
⎛ 1000 ⎞ ⎜⎜ C IM = ⎟⎟ , kemudian kurangi dengan R IM ⎠ ⎝
Hole Signal, diperoleh Conductivity terkoreksi (C), yang dapat dikonversikan menjadi
resistivitas terkoreksi R IM Corr
=
1000 C
.
Cara yang sama dapat dilakukan untuk mengkoreksi R ID. 3. Lakukan koreksi terhadap ketebalan lapisan atas harga R IM dan R ID hasil langkah 2b menggunakan Gambar 5. Rcor-6 : Pilih kurva untuk Rs yang sesuai. Tarik garis tegak lurus dari data ketebalan lapisan pada sumbu *)
mendatar, sehingga berpotongan dengan kurva Ra yang sesuai. Baca harga R IM terkoreksi pada sumbu tegak. *)
Ra = R IM atau R ID pada langkah 2b.
Cara sama dapat dilakukan untuk mengkoreksi R ID hasil 2b menggunakan Gambar 6. Rcor-5. 4. Koreksi pengaruh invasi menggunakan Gambar 7. Rint-2a. Dari hasil langkah sebelumnya, hitung
⎛ R IM ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ serta R ⎝ ID ⎠
⎛ R LLS ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ . R ⎝ ID ⎠
Gunakan hasil gambar tersebut pada Gambar Rint-2a sehingga diperoleh (jauhnya invasi filtrat lumpur) Hitung Rt
⎛ R ⎞ = ⎜⎜ t ⎟⎟ × R ID ⎝ R ID ⎠
Disamping itu diperoleh harga R xo :
⎛ R ⎞ R xo = ⎜⎜ xo ⎟⎟ × R ID ⎝ R ID ⎠
Manajemen Produksi Hulu
⎛ Rt ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ , ⎝ R ID ⎠
⎛ R xo ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ dan d i ⎝ Rt ⎠
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 18 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Adi Harsono, “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8 ”, 1997. 2. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts,” 1997 3. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts,” 1986 4. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 5. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn– Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983 6. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
5. DAFTAR SIMBOL
R xo
= resisitivitas Flushed Zone (Ω-m)
Rt
= resisitivitas lapisan sebenarnya (Ω-m)
d h
= diameter lubang bor (kaki)
h
= tebal lapisan (kaki)
Rm
= resisitivitas lumpur (Ω-m)
Rs
= resisitivitas batuan sekitar (Ω-m)
R16”
= resisitivitas Induction Log 16 Inci ( Ω-m)
R16“ Corr = resisitivitas Induction Log 16 Inci terkoreksi ( Ω-m) R LL8
= resisitivitas Laterolog-8 (Ω-m)
R LL8 corr
= resisitivitas Laterolog-8 terkoreksi ( Ω-m)
R IM
= Induction Resistivity, medium investigation (Ω-m)
C IM
= Induction Conductivity, medium investigation (mhos)
R IM corr
= Induction Resistivity, medium investigation terkoreksi ( Ω-m)
R ID
= Induction Resistivity, deep investigation (Ω-m)
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 6 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 18 : 2 / Juli 2003
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Resisitivitas adalah parameter pertama yang diukur pada awal sejarah diketemukannya teknik logging pemboran sumur. Besaran ini bervariasi antara 0.2 hingga 2000 Ω-m mengikuti porositas dan sifat alamiah fluida pengisi pori. Selanjutnya bila lubang bor tersebut dibor dengan menggunakan lumpur, terjadi invasi filtrat lumpur sekitar lubang bor, sehingga resisitivitasnya berbeda dengan zona yang belum terganggu. Oleh sebab itu pengukuran dilakukan berkali-kali dengan jangkauan investigasi yang berbeda beda, misalnya satu pengukuran hanya dipengaruhi oleh zona terinvasi filtrat lumpur dan yang lain sedapat mungkin hanya dipengaruhi oleh zona yang belum terganggu ( virgin). Dengan demikian sifat dan resisitivitas lumpur serta filtratnya juga menentukan tipe pengukuran. Pada dasarnya ada 3 dasar teknik pengukuran : a. Teknik Klasik - Normal 16” atau 64” : Menghasilkan pembacaan Rt yang bagus bila tebal lapisan > 5 meter: Rt ≈ R 64” bila h > 5m.
- Lateral 32“ atau 18’8” : menghasilkan pembacaan Rt yang bagus bila tebal lapisan > 10 meter : Rt ≈ Rlat jika h > 10 m
Logging klasik ini terutama dipakai sampai sekitar tahun 1950. Teknik ini memberikan hasil pengukuran yang bagus pada formasi yang tidak terkonsolidasi dan dibor dengan lumpur air tawar. Kualitas log berkurang bila formasinya keras atau karbonat misalnya. Dari berbagai teknik ini, hanya Short Normal 16” yang kadang kala masih dipakai sampai saat ini untuk pengukuran Rt atau R xo. Teknik Log lateral praktis tidak digunakan lagi dewasa ini.
b. Pengukuran terarah Teknik pengukuran berkembang kearah teknik yang tidak terpengaruh oleh resisitivitas lumpur, diameter lubang bor dan tebal lapisan. Teknik-teknik tersebut dikenal dengan sebutan komersial Laterolog ( LL3, LL7 , LL8 , Double Laterolog, SFL). Masing-masing tipe memiliki kelebihan untuk suatu penggunaan yang tepat, misalnya: - Laterolog-7 bila : Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 07
PENENTUAN Rt
Rmf Rw
Rt
<4
Rm
Halaman Revisi/Thn
: 8 / 18 : 2 / Juli 2003
> 50
R xo < Rt dan h > 3 inci
- Laterolog-8 , bila h > 14 inci - Double Laterolog memberikan 2 pengukuran resistivity dengan jarak jangkaun investigasi yang berbeda (dangkal : RLLs dan dalam : RLLd ), dengan rumus penentuan Rt sebagai berikut:
RLLs = a R xo + (1 − a ) Rt
; a = f (d i )
RLLd = b R xo + (1 − b ) Rt
; b = g (d i )
- SFL bisanya digunakan dengan kombinasi Induksi Sonik untuk menggantikan peranan Short Normal mengukur resisitivitas zona terinvasi.
c. Pengukuran dengan Induksi Teknik pengukuran ini pada mulanya ditujukan untuk pengukuran resisitivitas pada lubang sumur yang di bor dengan gas atau lumpur non konduktor. Meskipun demikian dapat juga berfungsi pada lumpur konduktor. - 6FF40 atau ILD Hasil pengukuran perlu dikoreksi terhadap faktor geometri : Conductivity apparent :
C a = C m Gm + C i Gi + C t (1 − Gm − Gm ) C = Conductivity G = faktor geometri
Subscript
m untuk Lumpur i untuk invasi t untuk total
atau
1 Ra
=
Gm Rm
+
Gi Ri
+
(1 − Gi − Gm )
R = Resisitivitas
Subscript a untuk apparent
Manajemen Produksi Hulu
Rt
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 9 / 18 : 2 / Juli 2003
- 6FF40 – SFL Kurva SFL biasanya diperkuat ( amplified ) untuk menampilkan informasi lebih detail misalnya pada selang berlempung atau shale dengan resistivity rendah, yang dapat dipakai untuk tujuan korelasi. - Double Induction – Laterolog – 8 ( DIL) Terdiri dari satu sonde induksi dengan jangkauan investigasi dalam ( ILd ), satu sonde jangkauan sedang ( ILm) dan Laterolog-8 . Ketiga macam jangkauan tersebut memungkinkan pembacaan Rt yang akurat pada invasi biasa maupun invasi dalam, berdasarkan persamaan :
1 R ILd
1 R ILm
= α
1
= β
1
R xo
R xo
+
(1 − α )
+
(1 − β )
Rt
Rt
α = f ' (d i ) β = g ' (d i ) R LL8 = τ R xo + (1 − τ ) Rt τ = faktor geometri laterolog-8
6.2. CONTOH PENGGUNAAN Metode Grafis Bila diketahui diameter lubang bor ( d h) = 14.6 inci; Stand off = 1.5 inci, Rm @ temperatur formasi = 0.6 Ω-m; Ketebalan lapisan = 2 m, resisitivitas lapisan sekitarnya ( Rs) = 2 Ω-m, tentukan resisitivitas sebenarnya ( Rt ) dari kombinasi logging berikut: R LL8
= 18 Ω-m
R IM
= 5.9 Ω-m
R6FF40 = 5 Ω-m
Jawab : 1. Diketahui data berikut : Manajemen Produksi Hulu
d h = 14.6 inci
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 07
PENENTUAN Rt
Stand off = 1.5 inci Rm = 0.6 Ω-m (pada temperatur formasi) Rs = 2 Ω
2. Koreksi Pengaruh Lobang bor : a. RLL8 = 18 Ωm
R LL8 Rm
=
18 0.6
= 30
Rm = 0.6 Ω-m Hole diameter =14,6 inci
Gunakan grafik pada Gambar 3 Rcor-1, didapat
R LL8 corr R LL8
= 1.4
berarti R LL8 corr = 1.4 x 18 Ω-m = 25.2 Ω-m
b. Diamater lubang = 14.6 inci Stand off = 1.5 inci Rm = 0.6 Ω-m
Gunakan grafik Gambar 4. Rcorr-4a, diperoleh: Borehole Geometrical Factor = 0.002 Hole signal = 3 ms/m R6FF40 = R ID = 5 Ω-m C ID =
1000 5
= 200 ms/m
C ID corr = 200 – 3 = 197 ms/m R ID corr =
1000 197
= 5.07 Ω-m
Diameter lubang = 14.6 inci Stand off = 1.5 inci Rm = 0.6 Ω m
Gunakan grafik IM (----) pada Gambar 3. Rcor-4a Hole signal = 12 ms/m
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 10 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
PENENTUAN Rt
R IM = 5.9 Ωm C IM =
1000 5.9
= 169.5 ms/m
C IM corr = 169.5 – 12 = 157.5 ms/m
berarti
3. Koreksi terhadap pengaruh ketebalan lapisan: R ID = 5.07 Ω m Rs = 2 Ω m
Ketebalan lapisan = 2 m Gunakan grafik pada Gambar 5. R cor -6 Diperoleh R ID = 5.7 Ω m R IM = 6.3 Ω m Rs = 2 Ω m
Ketebalan lapisan = 2 m Gunakan grafik pada Gambar 6. Rcor-5 Diperoleh R IM = 6.5 Ω m
2. R LL8 = 25.2 Ωm R IM = 6.5 Ωm R ID = 5.07 Ωm Rm = 0.6 Ωm
R LL8 R ID R IM R ID
=
=
25.2 5.07 6.5 5.07
= 4.97
= 1.28
Gunakan Gambar 7. Rint-2a, diperoleh :
Rt R ID
= 0.96
Diperoleh Rt = 0.96 x 5.07 = 4.86 Ω m
Manajemen Produksi Hulu
R IM =
1000 157.5
= 6.3 Ω m
: 11 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
6.3. TABEL DAN GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Tabel 1. Petunjuk Pembacaan Rt
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 12 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
Gambar 2. Rcor-8
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 13 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
Gambar 3. Rcor-1
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 14 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
Gambar 4. Rcor-4a
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 15 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
Gambar 5. Rcor-6
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 16 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
Gambar 6. Rcor 5 Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 17 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rt
Gambar 7. Rint-2
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 07 Halaman Revisi/Thn
: 18 / 18 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rxo DARI LOG
NO : PF 08 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 12 : 2 / Juli 2003
Sonde pengukur tahanan listrik zona terinvasi atau microresistivity menggunakan prinsip laterolog yang didesain khusus untuk jangkauan penyidikan dangkal. Proses invasi dan pengukuran kuantitatif tahanan listrik zona terinvasi R xo merupakan parameter kunci untuk interpretation log lengkap yang mengarah pada identifikasi adanya hidrokarbon. Beberapa manfaat pengetahuan tentang R xo diantaranya :
Diperlukan untuk penentuan tahanan listrik formasi Rt dengan akurat.
Mendeteksi adanya mud cake, karena adanya mud cake bisa membantu identifikasi zona permeabel.
Beberapa metoda interpretasi untuk menghitung saturasi air S w dan jauhnya invasi menggunakan rasio R xo /Rt ( lihat PF 07 ).
1. TUJUAN Menentukan harga resistivitas batuan di dalam flushed zone
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE
• Menggunakan alat jangkauan pengamatan pendek : - Microlog - Proximity log - Microlaterolog - Micro Spherically Focused log
• Menggunakan kombinasi alat : - Dual induction - Laterolog 8 - Dual induction (DIL) Spherically Focused Log
2.2. PERSYARATAN 1. Microlog dan proximity log hanya digunakan dalam lubang bor dengan lumpur dasar air tawar ( fresh water base mud ) atau Rmf > 2 Rw dan resistivitas batuan tidak lebih dari 200 ohm-m ( Rt < 200 Ohm-m).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 08
PENENTUAN Rxo DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 12 : 2 / Juli 2003
2. Microlaterolog dan Micro Spherically Focused Log hanya digunakan dalam lubang bor dengan lumpur dasar air asin ( salt water based mud ) atau Rmf < 2 Rw dan resistivitas batuan ( Rt ) lebih besar dari 200 ohm-m. 3. Petunjuk kerja ini menggunakan alat dan chart interpretasi Schlumberger. Untuk alat dari perusahaan lain chart interpretasi yang digunakan harus disesuaikan.
3. LANGKAH KERJA 3.1. PENENTUAN R xo DARI MICROLOG 1. Siapkan data pendukung - diameter lubang bor ( d h) - resistivitas kerak lumpur ( Rmc @ T a) - gradien temperatur (G) - ketebalan kerak lumpur, kalau ada ( hmc) 2. Baca kedalaman lapisan dan tentukan temperatur formasi menggunakan Gambar 1 serta hitung resistivitas kerak lumpur Rmc pada temperatur tersebut dengan rumus :
Rmc @ T R = Rmc @ T a ×
T a T R
(1)
3. Untuk lapisan bersangkutan baca harga rata-rata resistivitas rekaman microlog 1” ( R1×1 ) dan harga rata-rata resistivitas rekaman microlog 2” ( R2). 4. Hitung harga
R1×1 Rmc
5. Koreksi harga
dan
R1×1 Rmc
R2 Rmc
terhadap diameter lubang bor dengan mengalikan terhadap faktor korelasi
pada tabel 1 sebagai berikut : Tabel 1
Manajemen Produksi Hulu
Diameter lubang bor
Faktor koreksi
8“ 4 ¾“ 6“ 10“
1.00 1.15 1.05 0.93
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 08
PENENTUAN Rxo DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 3 / 12 : 2 / Juli 2003
6. Dengan menggunakan Gambar 2. Rxo-1 ( microlog interpretation chart ), masukkan harga
R1×1 Rmc
pada sumbu tegak dan
R2 Rmc
pada sumbu mendatar dan tentukan harga
R xo Rmc
serta
ketebalan kerak lumpur ( hmc). Dengan menggunakan harga Rmc yang diketahui, hitung harga R xo.
7. Apabila ketebalan kerak lumpur ( hmc) yang diperoleh dari Gambar 2. Rxo-1 tersebut berbeda dari hmc yang diperoleh dari log kaliper atau pengukuran langsung maka dilakukan langkahlangkah sebagai berikut: a. Dari harga
R xo Rmc
tarik garis dengan sudut kemiringan 45 ° hingga memotong kurva ketebalan
kerak lumpur sebenarnya. b. Baca harga
R xo Rmc
yang benar serta
R2 Rmc
. Hitung harga R xo dari rumus berikut,
⎛ R / Rmc ⎞ ⎟⎟ R xo = R 2 ⎜⎜ xo R R ⎝ 2 / mc ⎠
(2)
3.2. PENENTUAN R xo DARI PROXIMITY LOG 1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1. Harga ketebalan kerak lumpur hmc harus diketahui. 2. Hitung Rmc pada temperatur lapisan seperti pada langkah 2 butir 3.1 3. Untuk lapisan bersangkutan baca harga rata- rata log proximity ( R p) 4. Hitung harga R p /Rmc 5. Dengan menggunakan Gambar 3. Rxo-2 masukkan harga R p /Rmc pada sumbu mendatar dan tarik garis tegak lurus hingga memotong kurva dengan ketebalan kerak lumpur ( hmc) Baca harga R p corr /R p pada sumbu tegak. Hitung harga R xo dengan rumus berikut:
⎛ R p corr ⎞ ⎟⎟ × R p R xo = ⎜⎜ R ⎝ t ⎠
Manajemen Produksi Hulu
(3)
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rxo DARI LOG
NO : PF 08 Halaman Revisi/Thn
: 4 / 12 : 2 / Juli 2003
3.3. PENENTUAN R xo DARI MICROLATEROLOG 1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1 2. Hitung Rmc pada temperatur lapisan seperti pada langkah 2 butir 3.1 3. Untuk lapisan bersangkutan baca harga resistivity microlaterolog ( R MLL) 4. Hitung harga R MLL /Rmc 5. Dengan menggunakan Gambar 3 Rxo-2, masukkan harga R MLL /Rmc pada sumbu mendatar dan tarik garis tegak lurus hingga memotong kurva untuk ketebalan kerak lumpur ( hmc). Baca /R p. harga R MLLcorr
Hitung harga R xo dengan rumus berikut:
⎛ R MLL corr ⎞ ⎟⎟ × R MLL R xo = ⎜⎜ R ⎝ MLL ⎠
(4)
3.4 PENENTUAN R xo DARI MICROSPHERICALLY FOCUSED LOG ( MSFL) 1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1 2. Hitung Rmc pada temperatur lapisan seperti pada langkah 2 butir 3.1 3. Untuk lapisan bersangkutan baca harga rata-rata resistivity MSFL ( R MSFL) 4. Hitung harga R MSFL /Rmc 5. Masukkan harga R MSFL /Rmc pada Gambar 4 Rxo-3, (untuk standar MSFL) baca R MSF corr /R MSFL. Hitung R xo dengan rumus berikut:
⎛ R MSFL corr ⎞ ⎟⎟ × R MSFL R xo = ⎜⎜ ⎝ R MSFL ⎠
(5)
Bila digunakan Slimhole MSFL gunakan Gambar 4 Rxo-3 ( Slim MSFL) untuk mendapatkan R MSFLcorr /R MSFL
3.5. PENENTUAN R xo DARI KOMBINASI LOG RESISTIVITY JANGKAUAN DANGKAL MENENGAH DAN DALAM (Lihat PF 05 Penentuan harga Rt dari Log)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rxo DARI LOG
NO : PF 08 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 12 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA 1. John T.Dewan, “ Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation” , Penwell Publ.Co., Tulsa, Oklahoma1983. 2. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn– Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983 3. Adi Harsono, “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8 ”, 1997 4. Schlumberger, " Log Interpretation Chart ", 1997 5. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 6. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982
7. Pirson S.J., “ Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation“, Prentice Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rxo DARI LOG
NO : PF 08 Halaman Revisi/Thn
: 6 / 12 : 2 / Juli 2003
5. DAFTAR SIMBOL hmc
= tebal kerak lumpur, in
Rm
= resistivitas lumpur bor, ohm-m
R MLL
= resistivitas Mikro Laterolog
R MLLcorr
= resistivitas batuan pembacaan Mikro Laterolog, ohm-m
R MSFLcorr = resistivitas batuan pembacaan Mikro Spherically Focused Log (MSFL) yang dikoreksi,
ohm-m R1x1
= resistivitas batuan pembacaan micro inverse, ohm-m
R2
= resistivitas batuan pembacaan micro normal, ohm-m
R p
= resistivitas batuan pembacaan Proximity Log, ohm-m
R p corr
= resistivitas batuan pembacaan Proximity Log yang dikoreksi, ohm-m
Rmc
= resistivitas kerak lumpur, ohm-m
Rt
= resistivitas batuan didaerah yang tidak terganggu, ohm-m
R xo
= resistivitas batuan di flushed zone, ohm-m
T a
= temperatur pemukaan, °F
T R
= temperatur formasi, °F
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rxo DARI LOG
NO : PF 08 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 12 : 2 / Juli 2003
6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Profil resistivitas lubang bor dan lapisan disekitarnya sangat tergantung pada sifat lumpur dan kandungan fluida didalamnya. Jika lapisan tersebut mengandung air asin ( salt water bearing formation), maka resistivitas pada uninvaded zone ( Rt ) rendah, dapat mencapai < 1 Ohm-m Rt tergantung pada resistivitas dari air
formasinya Rw. Untuk batuan water wet air formasi di dalam flushed zone akan didesak oleh filtrat lumpur sepenuhnya, sehingga resistivitas daerah ini ( R xo) hanya bergantung pada faktor formasi F dan resistivitas air tapisan atau : R xo = F Rmf
(6)
Jika lumpur yang dipakai adalah lumpur dasar air tawar maka Rmf > Rw sehingga R xo >Ro atau Rt . Dalam hal dimana lapisan mengandung minyak, maka resistivity uninvaded zone Rt tinggi, tergantung pada besarnya saturasi air S w di dalamnya dan faktor formasi F . Sedangkan di dalam flushed zone air tapisan mendesak seluruh air formasi dan hanya sebagian dari minyak, dengan
demikian resistivity pada daerah ini tergantung pada Rmf , F dan jumlah minyak yang tertinggal ( ROS ) dan menurut Archie R xo adalah : -2
R xo = F Rmf (1 – ROS )
(7)
Evaluasi secara sempurna dari suatu formasi dengan logging memerlukan data seperti Rmf , Rmc , Rw , R xo dan Rt . Dengan demikian diperlukan peralatan yang dapat mengukur besaran-besaran tersebut
dengan tepat. -
Untuk R xo diperlukan logging dengan jangkauan perekaman dangkal s ampai menengah
-
Untuk Rt diperlukan log dengan jangkauan perekaman dalam seperti log normal, induction log dan sebagainya.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rxo DARI LOG
NO : PF 08 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 12 : 2 / Juli 2003
6.2. CONTOH Penentuan R xo dengan Microlog Hasil rekaman microlog Gambar 1 pada zone 5824 – 36 ft memberikan data sebagai berikut : R1x1 = 4.2 ohm-m R2” = 5 ohm-m
Diketahui : Rm @ T R
= 1.2 ohm-m
Rmf @ T R
= 0.95 ohm-m
Rmc @ T R
= 1.4 ohm-m
Diameter lubang bor = 7 7/8 “
R1×1 Rmc R2 Rmc
4.2
=
=
1.4 5 1.4
Koreksi
= 3
= 3.6
R1×1 Rmc
terhadap diameter lubang bor, untuk lubang 7 7/8“ faktor koreksi = 1
⎛ R1×1 ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ = 3 R ⎝ mc ⎠ corr Dengan menggunakan Gambar 2 Rxo-1 Harga
R xo Rmc
R xo = R2
=5
= 7.8 dan h mc = ¼ “
⎛ R xo / Rmc ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ R R / ⎝ 2 mc ⎠ ⎛ 7.8 ⎞ ⎜ ⎟ = 10.8 ohm-m 3 . 6 ⎝ ⎠
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN Rxo DARI LOG
NO : PF 08 Halaman Revisi/Thn
6.3. GAMBAR
Gambar 1. Summary dari Interpretasi Microlog
Manajemen Produksi Hulu
: 9 / 12 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 08
PENENTUAN Rxo DARI LOG
Gambar 2. Rxo-1
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 10 / 12 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 08
PENENTUAN Rxo DARI LOG
Gambar 3. Rxo-2
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 11 / 12 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 08
PENENTUAN Rxo DARI LOG
Gambar 4. Rxo-3
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 12 / 12 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 1 / 16 : 2 / Juli 2003
Secara fisik batuan bersih ( clean formation) adalah batuan endapan ( sediment ) termasuk dalam tipe quartzose yang tidak mengandung mineral lempung. Meskipun ada batuan pasir halus, limestone, dolomite, atau kapur yang mengganjal di pori-pori antar butir, masih dapat dikategorikan sebagai batuan
bersih dalam interpretasi log, karena fokus disini adalah kelakuan bahan dalam kaitannya dengan kelistrikan (electricity). Dalam konteks ini lempung dianggap sebagai pengotor ( impurities) karena kelakuan kelistrikannya berbeda dengan mineral mineral diatas. Dari log batuan demikian dapat dikenali dengan menilik bentuk dan alur defleksi SP yang dapat dijelaskan dengan teori elektro kimia.
1. TUJUAN Menentukan lapisan permeabel, lapisan mengandung hidrokarbon, untuk mencari harga-harga porositas batuan ( φ ), saturasi air (S w) dan ketebalan efektif lapisan ( h).
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE Interpretasi kualitatif dan kuantitatif
2.2. PERSYARATAN Tersedia rekaman : a. Log SP dan/atau Log Gamma Ray b. Log jangkauan dangkal ( shallow investigation); microlog ( ML), proximity log (PL), microlaterolog ( MLL), atau micro spherically focused log ( MSFL).
c. Log jangkauan menengah ( medium investigation); short normal ( R16 ), spherically focused log (SFL) dan LL8 d. Log jangkauan dalam ( deep investigation); Log normal ( R64), Induction log ( LLD, 6FF 40), atau laterolog ( LL7 , LL3, LLD), dan e. Log Sonic, log neutron atau log density.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 16 : 2 / Juli 2003
3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE KUALITATIF 1. Dari rekaman log SP periksa apakah lapisan yang bersangkutan permeabel: a. Tentukan garis shale (shale base line) dengan menarik satu garis yang menghubungkan harga-harga SP pada lapisan shale. Kemudian tentukan garis pasir bersih ( clean sand line) dengan menarik garis lurus yang sejajar dengan lubang bor, dimulai pada formasi
pasir dengan harga simpangan SP tertinggi (Gambar 1) b. Harga SP pada garis shale menunjukkan lapisan tidak porous dan permeabel. Penyimpangan harga SP kearah kiri atau kanan dari garis ini menunjukkan lapisan pasir atau lapisan kapur yang porous dan permeabel. (Catatan : syarat-syarat untuk terjadinya penyimpangan SP dipenuhi) 2. Periksa bentuk dan kwalitas kurva SP untuk menentukan tipe batuan, dan proses pengendapan (tipe endapan). Lihat Gambar 2-5 3. Jika tersedia rekaman Gamma Ray Log, tipe batuan dapat ditentukan berdasarkan rekaman masing-masing lapisan. (Lihat Gambar 6). 4. Amati log resistivity jangkauan dalam ( R64, 6FF 40, ILD dan sebagainya). Harga resistivitas yang relatif tinggi bisa jadi petunjuk adanya lapisan yang mengandung hidrokarbon atau sebaliknya merupakan lapisan dengan porositas rendah. Harga resistivitas yang rendah menunjukkan lapisan mengandung air ( salt water bearing formation). 5. Bandingkan ketiga log jangkauan dangkal (misalnya LL8 ), jangkauan menengah (misalnya ILM ) dan jangkauan dalam (misalnya ILD) untuk melihat kedalaman invasi air lapisan
kedalam formasi (lihat tabel 1) (contoh di PF 05). 6. Perkirakan harga saturasi air ( S w) dari rumus berikut : S w =
Ro Rt
(1)
Ro adalah resistivitas formasi pada zona air, dibaca dari log resistivity jangkauan dalam.
7. Jika lapisan tidak ada zona airnya hitung S w berdasarkan rumus berikut S w = −
C
φ
−
R w Rt
C = 1.0 untuk batuan kapur C = 0.9 untuk batuan pasir Manajemen Produksi Hulu
(2)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 3 / 16 : 2 / Juli 2003
RW dihitung dari lapisan yang mengandung air yang terdekat dengan rumus: 2
⎛ φ ⎞ RW = Ro ⎜ ⎟ ⎝ C ⎠
(3)
φ ditentukan dari log porosity
3.2. METODE KUANTITATIF 1. Tentukan tebal lapisan ( h) dari log SP, dengan mengukur jarak antara titik belok defleksi awal dan titik belok defleksi akhir dari kurva SP. 2. Tentukan harga resistivitas air formasi ( Rw) dari SP log. (Lihat PF 06). 3. Tentukan harga porositas batuan ( φ ) (Lihat PF 03) 4. Tentukan harga resistivitas batuan ( Rt ) (Lihat PF 07) 5. Tentukan harga F dengan rumus berikut :
• Untuk formasi lunak Formula Humble F =
0.62 φ
F =
atau
2.15
0.81 φ 2
(4)
(5)
• Untuk lapisan keras F =
1 φ m
(6)
dimana m = 1.4 2.8 atau bukan berdasarkan Gambar 7 Por-1 ( dari Schlumberger “ Log Interpretation Charts”, 1985).
Harga F dapat pula ditentukan dengan persamaan : F =
R xo Rmf
(7)
untuk lapisan yang hanya mengandung air, dan F =
R xo (1 − ROS ) 2 Rmf
untuk lapisan yang juga mengandung minyak. Manajemen Produksi Hulu
(8)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 4 / 16 : 2 / Juli 2003
6. Hitung harga S w berdasarkan rumus berikut : S w =
ERw Rt
(9)
atau dengan menggunakan nomograph Gambar 8 Nomograph Por-1 (dari Schlumberger “ Log Interpretation Charts”, 1985) 7. Tentukan harga R xo (Lihat PF 08). 8. Hitung harga S xo berdasarkan rumus berikut
S xo =
C Rmf
φ R xo
C = 1.0 untuk batuan kapur C = 0.9 untuk batuan pasir
9. Hitung harga saturasi minyak yang dapat bergerak ( S hm)
S hr = 1 − S hm
(10)
S hm = S xo − S W
(11)
10. Hitung recoverable oil setiap acre-ft STB. N =
7758 × RF × φ (1 − S w ) Bo
(12)
Penentuan RF lihat TR 03 Penentuan Bo lihat TR 02 11. Atau hitung recoverable gas setiap acre-ft dalam MMSCF G = 1544 × RF × φ (1 − S w ) × Penentuan RF lihat TR 03 Penentuan P f lihat TR 03 Penentuan Z lihat TR 02
Manajemen Produksi Hulu
P f Z (460 + T f )
(13)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 5 / 16 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA 1. Pirson S.J, “ Handbook of Well Log Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation”, Prentice Hall Inc. Englewood, NJ, 1963 2. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation ”, Penn-Well Books, Tulsa, Oklahoma, 1983. 3. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts”, 1985 4. Schlumberger, " Log Interpretation Charts", 1997 5. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 6. Adi Harsono, “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8 ”, 1997 7. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
5. DAFTAR SIMBOL Bo
= faktor volume formasi, bbl/STB
F
= faktor formasi, tak bersatuan
m
= faktor sementasi, tak bersatuan
φ
= porositas batuan, fraksi
Rmf = resistivitas air lapisan, ohm-m R xo
= resistivitas daerah terkuras, ohm-m
RW
= resistivitas air formasi, ohm-m
Rt
= resistivitas batuan, ohm-m
ROS = saturasi minyak tersisa, fraksi S W
= saturasi air formasi, fraksi
S hr
= saturasi hidrokarbon tersisa, fraksi
S hm
= saturasi hidrokarbon yang dapat bergerak, fraksi
S xo
= saturasi minyak di flushed zone, fraksi
RF = faktor perolehan, fraksi P f
= tekanan formasi, °F
T f
= temperatur formasi, °F
Z
= faktor deviasi gas, tak bersatuan
Manajemen Produksi Hulu
: 6 / 16 : 2 / Juli 2003
6.
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 7 / 16 : 2 / Juli 2003
LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Batuan bersih (clean formation) adalah batuan endapan ( sediment ) termasuk dalam tipe quartzose yang tidak mengandung mineral lempung. Meskipun ada batuan pasir halus, limestone, dolomite, atau kapur yang mengganjal di pori-pori antar butir, masih dapat
dikategorikan sebagai batuan bersih dalam interpretasi log, karena fokus disini adalah kelakuan bahan dalam kaitannya dengan kelistrikan ( electricity). Dalam konteks ini lempung dianggap sebagai pengotor ( impurities) karena kelakuan kelistrikannya berbeda dengan mineral mineral diatas. Dari log batuan demikian dapat dikenali dengan menilik bentuk dan alur defleksi SP yang dapat dijelaskan dengan teori elektro kimia. Pengenalan menurut log dapat dilakukan dengan melihat defleksi SP sesuai dengan teori elektro kimia. Untuk tipe batuan demikian berlaku hubungan hubungan berikut :
•
Jika batuan mengandung air -
dalam daerah terkuras
R xo = F Rmf -
(7)
dalam daerah yang tak terganggu R o = F R w
•
(14)
Jika batuan mengandung minyak -
dalam daerah terkuras −2
R xo = F Rmf (1 − ROS ) -
(8)
dalam daerah tak terganggu F R w
S w =
F =
Rt
a
φ m
(9)
(15)
dan
⎛ Rmfeq ⎞ ⎟ SSP = − K C log ⎜ ⎜ R ⎟ ⎝ weq ⎠ Manajemen Produksi Hulu
(16)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 8 / 16 : 2 / Juli 2003
dimana : a
= suatu konstanta
m = faktor sementasi batuan K C = 61 + 0.133 T f
6.2. CONTOH Kombinasi log yang dilakukan pada formasi bersih, seperti Gambar 9, memberikan data sebagai berikut : SSP = -77 mV R16
= 28 ohm-m
R64
= 17 ohm-m
R18’8” = 13 ohm-m R1X1 = 9.5 ohm-m R2
= 15.5 ohm-m
Rm
= 2.6 ohm-m @ T f
Dengan menggunakan PF 06 Rmf
= 2.35 ohm-m
didapat harga Rw = 0.4 ohm-m Dengan PF 03 dan PF 08 didapatkan harga R xo = 32.4 ohm-m ROS = 15%, F = 10 dan φ = 28 %
Dari PF 07 Harga Rt = 16 ohm-m Menggunakan grafik Gambar 8 S w = 52 %
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
6.3. GAMBAR DAN TABEL
Gambar 1. Penentuan garis shale dan garis pasir bersih dari SP log
Manajemen Produksi Hulu
: 9 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
Gambar 2. Klasifikasi bentuk kurva SP untuk melihat pola pengendapan.
Manajemen Produksi Hulu
: 10 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
Gambar 3. Pola pengendapan teoritis untuk log SP Manajemen Produksi Hulu
: 11 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
Gambar 4. Pola pengendapan teoritis untuk log SP.
Manajemen Produksi Hulu
: 12 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
Gambar 5 Pola pengendapan teoritis untuk log SP.
Manajemen Produksi Hulu
: 13 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
Gambar 6. Respon gamma ray untuk berbagai mineral
Manajemen Produksi Hulu
: 14 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
Gambar 7. Contoh kombinasi log SP, resistivity dan microlog
Manajemen Produksi Hulu
: 15 / 16 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 09
INTERPRETASI LOG UNTUK CLEAN SAND
Halaman Revisi/Thn
: 16 / 16 : 2 / Juli 2003
TABEL 1 Tabel jauhnya invasi filtrat lumpur merembes kedalam formasi.
Lumpur Bor Dasar air tawar R mf >> R w Dasar air tawar R mf >> R w Dasar air asin R mf >> R w Dasar air asin R mf >> R w Dasar air tawar/asin
Simpangan
Simpangan
Simpangan
LL8
ILM
ILD
>> R ILD
R ILD
>> R t
R LL8
rendah (LRSH) rendah (LRSH) R ILM = R ILD
Manajemen Produksi Hulu
rendah (LRSH) rendah (LRSH)
Tipe Formasi
Jauhnya invasi
porous
dangkal
porous
dalam
R LLD
>> R LL8
porous
dangkal
R LL8
>> R LL8
porous
dalam
R LL8 = R LLM
tidak porous tidak permeabel
tidak ada
R LL8 = R ILD
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 23 : 2 / Juli 2003
Adanya batuan shale atau clay di dalam batuan pasir mempersulit interpretasi rekaman log, untuk menentukan jumlah minyak di dalam pori batuan. Pengaruh adanya clay di dalam pori batuan akan memperkecil porositas efektif, permeabilitas batuan dan membuat persamaan Archie tidak berlaku. Clay terdapat di dalam batuan dapat berbentuk laminasi, struktural atau dispersed . Kekhasan shale atau lempung adalah bidang permukaannya yang sangat luas, sehingga dapat mengikat air dalam jumlah yang cukup besar pada permukaannya. Air ini akan mempengaruhi konduktivitas elektrik batuan tetapi tidak mencerminkan konduktivitas kandungan cairan mobile yang kita maksudkan. Penggunaan formula standard Archie untuk lapisan shaly sand yang mengandung minyak akan memberikan harga saturasi air yang lebih besar sehingga sukar untuk menentukan kepastian adanya minyak pada lapisan tersebut. Hadirnya clay di dalam batuan pasir yang cukup banyak akan merugikan karena akan memperkecil permeabilitas batuan. Dengan adanya pengaruh shale terhadap interpretasi log standard maka muncul model-model untuk interpretasi batuan pasir yang mengandung shale.
1.
TUJUAN
Menentukan tebal dan porositas lapisan serta saturasi air yang terkandung dalam lapisan dengan rekaman log sumur.
2.
METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE - Automatic Compensation - Dispersed Clay -
Simandoux
- Dual-Water
2.2. PERSYARATAN 1. Metode Automatic Compensation -
tersedia SP log, Porosity log (Sonic log atau Density atau Neutron log) dan Induction log
-
batuan pasir mengandung dispersed clay
-
porositas batuan antara medium sampai high ( φ > 15 %)
2. Metode Dispersed Clay -
tersedia 2 log porosity: Log Sonik dan Log Density
-
batu pasir mengandung authigenic clay (dispersed )
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
-
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 2 / 23 : 2 / Juli 2003
lapisan tidak mengandung gas
3. Metode Simandoux - Porosity yaitu tersedia 2 jenis rekaman log sumur yaitu Log Density dan Log Neutron 4. Metode Dual-Water - Diperlukan q-log, jika tidak ada gunakan log yang dapat berfungsi sebagai shale indicator untuk menghitung V sh
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
3.
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 3 / 23 : 2 / Juli 2003
LANGKAH KERJA
3.1. METODE AUTOMATIC COMPENSATION 1. Siapkan data pendukung : •
Resistivitas lumpur bor ( Rm @ T a)
•
Resistivitas mud cake ( Rmc @ T a)
•
Resistivitas air tapisan ( Rmf @ T a)
2. Baca tebal lapisan dari SP log 3. Baca defleksi SP , R IND, Sonic atau Density Neutron Log pada lapisan yang bersangkutan dan lapisan shale di dekatnya. 4. Tentukan harga Rw (lihat PF 06) 5. Tentukan harga Rt (lihat PF 07) 6. Tentukan harga φ S tanpa koreksi adanya shale (lihat PF 04) 7. Tentukan harga V SH (lihat PF 05) 8. Hitung harga φ e dengan rumus berikut :
φ e = φ S − (V SH × φ SSH )
(1)
9. Jika porosity log yang digunakan adalah log density atau log neutron, tentukan harga φ D atau φ N (uncorrected ), lihat PF 02. Hitung φ e dengan rumus :
φ e = φ D − (V SH × φ DSH )
(2)
10. Hitung harga saturasi air (S w) dengan rumus berikut : S w = 0.9
Rw Rt φ S
(3)
Jika Density dan Neutron log yang digunakan S w = 0.9
Manajemen Produksi Hulu
Rw Rt φ DN
(4)
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 4 / 23 : 2 / Juli 2003
di mana
φ DN =
(φ
2
D
+ φ N 2
2
)
(5)
3.2. METODE DISPERSED CLAY 1. Siapkan data pendukung •
resistivitas lumpur bor ( RW @ T a)
•
resistivitas kerak lumpur bor ( Rmc @ T a)
•
resistivitas air tapisan ( Rmf @ T a)
2. Baca tebal lapisan dari SP log 3. Baca defleksi SP , Sonic Density dan Induction log (deep) pada lapisan yang bersangkutan dan lapisan shale di dekatnya. 4. Tentukan harga Rw (lihat PF 06) 5. Tentukan harga Rt (lihat PF 07) 6. Tentukan harga porositas φ S dan φ D 7. Tentukan harga V SH (lihat PF 05). 8. Hitung porositas efektif φ e dengan rumus
φ e = φ D − V SH ⋅ φ SH
(6)
9. Hitung harga q dengan rumus
q=
(φ S − φ D ) φ S
(7)
10. Hitung saturasi air (S W) dengan rumus berikut : 2 ⎡ 0.8 R ⎤ q ⎞ q ⎛ w ⎢ +⎜ ⎟ − ⎥ 2⎥ ⎢ φ S 2 Rt ⎝ 2 ⎠ ⎦ ⎣ S w = (1 − q )
Manajemen Produksi Hulu
(8)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK
Halaman Revisi/Thn
SHALLY SAND
: 5 / 23 : 2 / Juli 2003
3.3. METODE SIMANDOUX 1. Siapkan data pendukung : • resistivitas lumpur bor ( Rm @ T a) • resistivitas kerak lumpur bor ( Rmc @ T a) • resistivitas air tapisan ( Rmf @ T a)
2. Baca tebal lapisan (h) dari SP log 3. Baca defleksi log SP , log resistivity, log density dan neutron log pada lapisan yang bersangkutan, dan pada lapisan shale di dekatnya. 4. Tentukan harga resistivitas air formasi ( RW ) (lihat PF 06) 5. Tentukan harga resistivitas batuan formasi ( Rt ) (lihat PF 07) 6. Tentukan harga porositas φ D dan φ N pada lapisan yang bersangkutan dan pada lapisan shale di dekatnya φ DSH dan φ NSH (lihat PF 02) 7. Tentukan harga V SH (lihat PF 05) 8. Lakukan koreksi porositas φ D dan φ N terhadap shale sebagai berikut :
φ DC = φ D − (V SH × φ DSH )
(9)
φ NC = φ N − (V SH × φ NSH )
(10)
9. Hitung harga porositas efektif berdasarkan rumus
φ e =
(φ
2 DC
+ φ NC
2
2
)
(11)
10. Hitung harga saturasi air (S w) a. Menggunakan rumus (12.a) atau Monograp (Gambar 1 dan 2)
⎡
2
⎤
⎛ V SH ⎞ 5φ e C × Rw ⎢ SH ⎥ ⎜ ⎟ + − S w = 2 ⎢ Rw × Rt ⎜⎝ RSH ⎠⎟ RSH ⎥ φ e 2
⎢⎣
di mana : C = 0.4 untuk batu pasir, C = 0.45 untuk batu kapur Manajemen Produksi Hulu
⎥⎦
(12a)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
Halaman Revisi/Thn
: 6 / 23 : 2 / Juli 2003
b. Menggunakan rumus (21.b) untuk formasi di Indonesia S w
n
2
1 Rt
=
(1−V SH / 2 )
V SH
+
RSH
φ m / 2
(12b)
a × Rw
dimana : harga m = n = 2 dan a berkisar antara 0.8 sampai 1.0
3.4. METODE DUAL WATER 1. Siapkan data pendukung : • resistivitas lumpur bor ( RW @ T a) • resistivitas kerak lumpur bor ( Rmc @ T a) • resistivitas air tapisan ( Rmf @ T a)
2. Baca tebal lapisan (h) dari log SP untuk lapisan yang bersangkutan 3. Baca defleksi log SP , log resistivity, log gamma ray, log density dan log neutron untuk lapisan yang bersangkutan, lapisan pasir bersih di dekatnya dan lapisan shale di dekatnya. 4. Tentukan harga resistivitas batuan ( Rt ), resistivitas pasir bersih ( RCL) dan resistivitas shale di dekatnya ( RSH ) (lihat PF 07) 5. Tentukan harga porositas φ D , φ N dan φ NSH dan bila perlu lakukan koreksi terhadap matrik bantuannya. (lihat PF 03 dan PF 04) 6. Hitung harga V SH (lihat PF 05) 7. Lakukan koreksi porositas terhadap shale dengan rumus berikut :
φ DC = φ D − (V SH × φ DSH )
(13)
φ NC = φ N − (V SH × φ NSH )
(14)
Perhatikan apakah ada gas yaitu apabila φ NC < φ DC 8. Hitung porositas efektif ( φ e ) : Jika tidak ada gas
Jika ada gas Manajemen Produksi Hulu
φ e = φ e =
(φ DC + φ NC ) 2
(φ
2 DC
(15)
− φ NC
2
2
)
(16)
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 23 : 2 / Juli 2003
9. Tentukan porositas total pada lapisan shale terdekat
φ tSH = ∂φ DSH + (1 − ∂ )φ NSH dimana
∂ mempunyai harga antara 0.5 sampai 1
10. Hitung harga porositas total ( φ t ) dan saturasi air dalam ikatan shale (S B) dengan rumus :
φ t = φ e + V SH φ tSH S B = V SH ×
φ tSH
(18)
φ t
(19)
11. Hitung harga resistivitas air formasi ( Rw) batuan pasir bersih terdekat dengan rumus
RW = RCL × φ CL 2
(20)
12. Hitung harga resistivitas air dalam ikatan shale pada lapisan shale terdekat dengan rumus
R B = R SH × φ tSH 2
(21)
13. Hitung resistivitas air formasi apparent dalam lapisan yang bersangkutan ( Rwa) dengan rumus:
R wa = Rt × φ t
2
(22)
14. Hitung saturasi air formasi total
Rwt = b + b 2 +
RW Rwa
⎛ RW ⎞ ⎟⎟ R B ⎠ ⎝
(23)
S B ⎜⎜1 − b=
2
(24)
15. Hitung saturasi air efektif dalam lapisan yang bersangkutan (Swe) dengan rumus :
S we =
Manajemen Produksi Hulu
(S wt − S B ) (1 − S B )
(25)
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
4.
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 23 : 2 / Juli 2003
DAFTAR PUSTAKA
1. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn– Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983 2. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts”, 1997 3. Adi Harsono : “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8”, 1997 4. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 5. George Asquith with Charles Gibson : " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982 6. George B. Asquith, “Log Evaluation of Shaly Sandstones : A Practical Guide”, The American Association of Petrolum Geologists 7. Sylvain J. Pirson: “ Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation“, Prentice Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
5.
DAFTAR SIMBOL
a
= konstanta, tak bersatuan
h
= tebal lapisan, ft
m
= faktor sementasi batuan, tak bersatuan
n
= konstanta, tak bersatuan
φ
= porositas, fraksi
φ CL = porositas lapisan pasir bersih, fraksi φ D
= porositas dari density log, fraksi
φ DC = φ D dikoreksi terhadap shale , fraksi φ DSH = φ D pada lapisan shale, fraksi φ DN = porositas rata-rata antara φ D dan φ N , fraksi φ e
= porositas efektif, fraksi
φ N = porositas dari neutron log, fraksi φ NC = φ N dikoreksi terhadap shale, fraksi φ NSH = φ N pada lapisan shale, fraksi φ S
= porositas dari sonic log, fraksi
φ SSH = φ S pada lapisan shale, fraksi φ t
= porositas total, fraksi
φ tSH = φ t pada lapisan shale, fraksi q
= bagian pori batuan pasir bersih yang ditempati oleh clay, fraksi
Q
= Cation Exchange Capacity, meq/cc
R B
= resistivitas air dalam ikatan shale, ohm-m
RCL = resistivitas batuan pasir bersih, ohm-m Rm
= resistivitas lumpur bor, ohm-m
Rmc = resistivitas kerak lumpur, ohm-m Rmf = resistivitas air lapisan, ohm-m Rind = resistivitas dari induction log, ohm-m Rt
= resistivitas batuan, ohm-m
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 9 / 23 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
Rw
= resistivitas air formasi, ohm-m
Rwa = Rw apparent , ohm-m S B
= saturasi air yang terikat dalam shale, ohm-m
SP = spontaneous potensial , mv S w
= saturasi air formasi, fraksi
S we
= saturasi air efektif, fraksi
S wt
= saturasi air total, fraksi
T a
= temperatur permukaan, °F
T
= temperatur, °F
V SH = volume shale, oF
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 10 / 23 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
6.
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 11 / 23 : 2 / Juli 2003
LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Adanya batuan shale atau clay di dalam batuan pasir mempersulit interpretasi rekaman log, untuk menentukan jumlah minyak di dalam pori batuan. Pengaruh adanya clay di dalam pori batuan akan memperkecil porositas efektif, permeabilitas batuan dan membuat persamaan Archie tidak berlaku. Clay terdapat di dalam batuan dapat berbentuk laminasi, structural atau dispersed , seperti terlihat pada Gambar 4. Keistimewaan shale atau batuan lempung adalah memiliki bidang permukaan yang sangat luas, sehingga dapat mengikat air dalam jumlah yang cukup besar pada permukaannya. Air ini akan mempengaruhi konduktivitas elektrik batuan tetapi tidak mencerminkan konduktivitas kandungan cairan sebenarnya di dalam. Penggunaan formula standar Archie untuk lapisan shaly sand yang mengandung minyak akan memberikan harga saturasi air yang lebih besar sehingga sukar untuk menentukan kepastian adanya minyak pada lapisan tersebut. Hadirnya clay di dalam batuan pasir yang cukup banyak akan merugikan karena akan memperkecil permeabilitas batuan. Dengan adanya pengarun shale terhadap interpretasi log standar maka muncul modelmodel untuk interpretasi batuan pasir yang mengandung shale. Metode tersebut adalah : 1. Metode kompensasi otomatis (The Automatic Compensation Method ). 2. Metode berdasar Dispersed Clay. 3. Metode berdasar Simandoux Model. 4. Metode berdasar Dual Water Model.
Metode kompensasi menggunakan log sonic dan log induction dimana kedua log tersebut akan mengkompensir harga Rt yang terlalu rendah dan harga porositas yang terlalu tinggi yang dibaca oleh masing-masing log pada lapisan shaly sand dalam persamaan standar Archie. Hubungan untuk menentukan saturasi air dan porositas adalah :
φ e = φ S − V SH × φ SH Rw S w = 0.9
Rt
φ S
(1)
(3)
atau kalau log sonik tidak tersedia maka dapat digunakan log density dan log neutron. Dalam hal ini hubungan untuk mendapatkan saturasi air dan porositas adalah :
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
φ D − φ N 2
φ DN =
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 12 / 23 : 2 / Juli 2003
2
2
(5)
= φ D − V SH × φ DSH Rw S w = 0.9
Rt
φ DN
(4)
Berdasarkan pengalaman, metode ini akan memberikan hasil yang cukup baik untuk lapisan dengan porositas batuan diatas 15 persen. Metode shale tersebut menggunakan log sonik dan log density untuk menentukan harga porositas batuan. log sonik merekam porositas total sedangkan log density merekam porositas efektif, dengan demikian perbedaan keduanya menunjukkan banyaknya clay di dalam batuan (q); q didefinisikan sebagai berikut :
q=
φ S − φ D φ S
(7)
Modifikasi persamaan Archie untuk menghitung S W untuk metode ini adalah :
⎛ 0.8 Rw ⎞ ⎛ q ⎞ 2 q ⎜ ⎟+ × − ⎜ φ 2 R ⎟ ⎜⎝ 2 ⎠⎟ 2 t ⎠ ⎝ S S w = (1 − q )
(8)
harga porositas efektif adalah :
φ e = φ D − V SH × φ DSH
(6)
Metode Simandoux menggunakan log neutron dan log density untuk menentukan porositas batuan. Sedangkan untuk menentukan fraksi shale di dalam batuan ditentukan dengan log gamma ray, log SP atau shale indicator yang lain. Untuk menghitung porositas efektif ( φ e ) digunakan hubungan berikut :
φ DC + φ NC 2
φ e =
2
2
(11)
dimana :
φ DC = φ D − V SH × φ DSH
(9)
φ NC = φ N − V SH × φ NSH
(10)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
Halaman Revisi/Thn
: 13 / 23 : 2 / Juli 2003
dan S w ditentukan berdasarkan rumus berikut :
⎛
S w =
2 ⎞ ⎛ V SH ⎞ V SH ⎟ ⎜ R × R + ⎜⎜ R ⎟⎟ − R ⎟ ⎜ ⎝ SH ⎠ w t SH ⎟ ⎝ ⎠
C ⋅ Rw ⎜ φ e
2
5 φ e
2
(12.a)
dimana: C adalah konstanta 0.4 untuk batuan pasir dan 0.45 untuk batu kapur Modifikasi persamaan Simandoux untuk formasi di Indonesia disebut Persamaan Indonesia, yaitu : S w
dimana : d = 1 −
n
=
2
1 m ⎛ V d ⎞ 2 φ ⎜ ⎟ SH + Rt ⎜ R a × Rw ⎟ ⎝ SH ⎠
(12.b)
V SH 2
m = n = 2 dan a = 0.8 sampai 1.0
Metode Dual Water model membedakan dua saturasi air di dalam batuan yang mengandung shale, yaitu: saturasi air yang terikat oleh clay (S B) tergantung pada “Cation Exchange Capacity” (CEC ) dari batuan shale di dalam formasi atau Cation Exchange Capacity per unit volume fluida di dalam pori batuan (Q) dimana :
Q=
CEC × ρ (1 − φ ) φ
(26)
Berdasarkan hasil penelitian menyatakan bahwa Cation Exchange Capacity berbanding lurus dengan luas permukaan batuan untuk clay harganya bervariasi antara 20 m2/gr (kaolinite) dan 800 m2/gr (montmorilonite). Sedangkan untuk batuan pasir berkisar antara 0.01 – 5 m2/gr. Pengukuran di laboratorium memberikan hubungan besarnya ikatan clay atau anion free water batuan shale (W ) dengan konsentrasi NaCl di dalam air (C ) sebagai berikut :
W = 0.22 +
0.084 C
(27)
Untuk batuan dengan Cation Exchange Capacity, (Q, meq/cc) besarnya saturasi terikat (S B) adalah :
S B = W × Q Manajemen Produksi Hulu
(28)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
Halaman Revisi/Thn
: 14 / 23 : 2 / Juli 2003
Demikian pula di dalam model Dual Water , Conductivity air di dalam pori batuan (C W ) dapat dibedakan menjadi: konduktivitas air yang terikat (C B) dan konduktiviitas efektif air (C we)
C we = C W (1 − S B ) + C B S B
(38)
Jika batuan mengandung hidrokarbon, maka konduktivitas total (C t ) menjadi :
⎛ ⎜ ⎝
⎛
2 C t = (S wt × φ t ) ⎜ C W ⎜⎜1 −
⎝
S ⎞ ⎟⎟ + C B B ⎟ S wt ⎠ S wt ⎠⎟ S B ⎞
(29)
Harga C B ternyata hanya tergantung pada temperatur yaitu : C B = 6.8 Ohm/m @ 77 °F
(30)
C B = 6.8 (1 + 0.0545 T − 1.12710 −4 T 2 )
(31)
atau
Conductivity batuan shale sendiri dapat dihitung berdasarkan rumus berikut :
C SH = φ SH × C B 2
(32)
Dari hubungan tersebut maka interpretasi untuk batuan Shaly-Sand dapat dilakukan (lihat langkah kerja 3.4).
Petunjuk Analisis Log untuk Shaly Sand Petunjuk berikut ini akan sangat membantu pada saat memilih metode untuk menganalisis shaly sand , yaitu sebagai berikut: 1. Bila log porositas tidak tersedia dan distribusi shale laminated , gunakan metode Dual Water . Bila clay terdistribusi secara dispersed atau apabila distribusi shale/clay tidak diketahui, gunakan metode Dual Water . (Elphick, 1988) 2. Bila log porositas yang tersedia hanya log sonik, gunakan metode Automatic Compensation untuk distribusi shale yang dispersed maupun laminated . Metode ini paling baik digunakan pada sandstone yang memiliki porositas sedang atau tinggi dengan clay terdistribusi dispersed (Dewan, 1983) 3. Bila clay terdistribusi dispersed atau bila distribusi shale/clay tidak diketahui, gunakan metode Dispersed Clay atau metode Fertl 4. Bila distribusi shale adalah laminated , gunakan metode Simandoux atau Dual Water
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 15 / 23 : 2 / Juli 2003
5. Bila clay memiliki distribusi dispersed dan resistivitas dari clay terdispersi tersebut diketahui sama dengan shale di sebelahnya (bioturbated atau turbidite shaly sand ), gunakan metode Simandoux atau metode Dual Water . 6. Bila resistivitas dari dispersed clay pada shaly sand diketahui, atau bila diasumsikan resistivitas dispersed clay ( Rcl ) sebesar 0.4 kali resistivitas di shale sekitarnya ( R sh), gunakan metode Simandoux atau Dual Water . 7. Di daerah yang resistivitas air formasinya tinggi ( Rw > 0.1
Ω-m),
saturasi airnya dihitung
dengan metoda Fertl (1975). Metode Dispersed Clay harus digunakan dengan hati-hati. Alasan untuk berhati-hati adalah karena diasumsikan dikedua persamaan tersebut bahwa R sh >> Rw. Pada shaly sand dengan resistivitas air formasi yang tinggi, asumsi ini mungkin salah. Bila R sh ≈ Rw, gunakan metode Dual Water .
Disarankan untuk menggunakan metode Dispersed Clay atau metoda Fertl ketika kondisi dispersed clay atau ketika distribusi shale tidak diketahui adalah karena persamaan-persamaan tersebut
tidak
membutuhkan
resistivitas shale sebagai
masukannya.
Dengan
tidak
dibutuhkannya nilai resistivitas shale maka akan sangat membantu dalam mempermudah perhitungan, karena resistivitas dari dispersed clay umumnya memiliki nilai yang sangat berbeda dari resistivitas lapisan shale. Resistivitas lapisan shale memiliki nilai yang lebih besar dari resistivitas dispersed clay. Dengan tidak menggunakan resistivitas shale sebagai masukan maka memberikan jalan yang lebih mudah untuk mengidentifikasi batuan clay yang terdispersi. Bila menggunakan persamaan shaly sand yang lain (yang menggunakan resistivitas shale, R sh sebagai masukan) maka akan memberikan hasil saturasi air yang lebih tinggi dibandingkan persamaan standard Archie. Walaupun telah dibahas sekian banyak persamaan, analisa shaly sand tetap menjadi bagian yang memiliki kombinasi antara sains dan seni. Parameter yang sangat penting, V cl , masih sulit untuk diukur secara tepat, dan demikian juga dengan penentuan total shale porosity (φ tsh ) . Hal yang sama juga masih menjadi kesulitan, yaitu pada penentuan resistivitas dispersed clay ( Rcl ) .
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 16 / 23 : 2 / Juli 2003
6.2. CONTOH PERHITUNGAN Gambar 3 adalah hasil rekaman log kombinasi antara SP , GR, Induction, SFL, Density dan Neutron dari beberapa lapisan di suatu sumur minyak. Pembacaan harga penyimpangan log untuk lapisan 2 A, B dan C adalah sebagai berikut. Lapisan pasir A (8,510 – 8,540 ft) Rt = 3
φ D = 0.26
φ N = 0.33 GR = 63 SP = -95
Lapisan shale B (8,470 – 8,500 ft) RSH
= 1.2
φ DSH = 0.20 φ NSH = 0.50 GRSH = 87 SP SH = -75
Lapisan pasir bersih C harga rata-rata antara interval (8,178 8,19 ft dan 8,180 9,193 ft) RCL
= 0.65
φ CL = 0.34 GRCL = 36 SP CL = -122
1. Perhitungan V SH : Lapisan A diperkirakan mengandung gas sehingga ( V SH ) ND tidak dapat digunakan.
( I SH )GR =
63 − 36 87 − 36
(V SH )GR = 0.34
Manajemen Produksi Hulu
= 0.53
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
(V SH )SH =
Halaman Revisi/Thn
: 17 / 23 : 2 / Juli 2003
− 95 + 122 = 0.57 − 75 + 122
Harga umum S w adalah 0.34
2. Perhitungan S w dan φ e a. Metode kompensasi otomatis karena log sonik tidak ada maka digunakan kombinasi log density dan log neutron untuk menghitung porositas batuan.
φ D + φ N 2
φ DN =
=
2
2
0.262 + 0.332 2
= 0.29
Rw = RCL × φ CL
= 0.65 × 0.342 = 0.075 Rw S w = 0.9
Rt φ DN
0.075 3 0.29
= 0.9
= 0.49 = 49 %
φ DC = φ D − V SH × φ DSH
= 0.26 − 0.34 × 0.20 = 0.192 φ NC = φ N − V SH × φ NSH
= 0.33 − 0.34 × 0.50 = 0.16 φ DC + φ NC 2
φ e =
=
2
2
0.1922 + 0.162 2
= 0.176 = 17.6 %
Lapisan mengandung gas ( φ NC < φ DC )
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 18 / 23 : 2 / Juli 2003
b. Metode Dispersed Clay Metode ini tidak dapat digunakan karena lapisan diperkirakan mengandung gas, selain itu log sonik dirun
c. Metode Simandoux
φ e = 17.6 % (lihat metode kompensasi otomatis) ⎛
•
S w =
=
2 ⎞ ⎛ V SH ⎞ V SH ⎟ ⎜ R × R + ⎜⎜ R ⎟⎟ − R ⎟ ⎜ w t SH ⎟ ⎝ SH ⎠ ⎝ ⎠
C ⋅ Rw ⎜ φ e
2
5 φ e
2
2 0.4 × 0.075 ⎛ ⎜ 5 × 0.176
0.176 2
2 0.34 ⎞⎟ ⎛ 0.34 ⎞ + − ⎜ 0.075 × 3 ⎜⎝ 1.2 ⎠⎟ 1.2 ⎟ ⎝ ⎠
= 0.574 ≈ 57 %
•
S w
n
2
=
1 Rt (1−V SH / 2 )
V SH
+
RSH
φ m / 2 a × Rw
Kalau diambil harga n = 2, m = 2 dan a = 0.8 S w
2
2
13
= 0.34
(1− 0.34 / 2 )
1 .2
+
0.176 2 / 2 0.8 × 0.075
= 0.59 ≈ 59 % d. Metode Dual Water
φ tSH
= ∂φ DSH + (1 − ∂ )φ NSH = 0.7 × 0.20 + 0.3 × 0.50 = 0.29
Manajemen Produksi Hulu
(34)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
φ t
= φ e + V SH × φ tSH = 0.17 + 0.34 × 0.29 = 0.27
S B
= V SH ×
φ tSH φ t
0.29
= 0.34 ×
0.27
= 0.36
Rw
= 0.075 (lihat metode a)
R B
= RSH × φ tSH
2
= 1.2 × (0.29) = 0.10 2
Rwa
= Rt × φ t
2
= 3 × (0.27 ) = 0.22 2
⎛
S B ⎜⎜1 −
B
=
⎝
Rw ⎞
⎟
RB ⎠⎟
2
⎛ ⎝
0.36 ⎜1 −
=
S wt
0.075 ⎞
⎟
0.10 ⎠
2
= B + B 2 +
= 0.045
Rw Rwa
= 0.045 + 0.0452 + S we
0.075 0.22
= 0.63
=
(S wt − S B ) (1 − S B )
=
(0.63 − 0.36) = 0.42 = 42 % (1 − 0.36)
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 19 / 23 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
Halaman Revisi/Thn
6.3. GAMBAR-GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Saturasi air, cara Simandoux Chart 1 (dari Dresser )
Manajemen Produksi Hulu
: 20 / 23 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 10
INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
Halaman Revisi/Thn
Gambar 2. Saturasi air, cara Simandoux, Chart 2. (dari Dresser )
Manajemen Produksi Hulu
: 21 / 23 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
Gambar 3. Gambar contoh log sumur.
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
: 22 / 23 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOG UNTUK SHALLY SAND
NO : PF 10 Halaman Revisi/Thn
Gambar 4. Bentuk bentuk distribusi clay didalam sedimen (menurut Wilson, Schlumberger )
Manajemen Produksi Hulu
: 23 / 23 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI FLOATING PERSAMAAN m
NO : PF 11 Halaman Revisi/Thn
:1/5 : 2 / Juli 2003
Archie (1942) mempublikasikan hasil investigasinya tentang hubungan antara resistivitas formasi ( true resistivity formation) dengan karakter fisik reservoir. Event ini menjadi peletak dasar interpretasi log
modern dan senantiasa menjadi acuan sampai saat ini. Dengan makin user friendly-nya komputer beberapa kalangan mulai mengkhawatirkan abuse penggunaan “m” pada formula Archie oleh interpreter yang kurang lengkap wawasannya bisa bisa menjurus pada hasil akhir yang menyesatkan, contoh ekstreemnya adanya indikasi hidrokarbon hanya dengan sedikit mengubah harga “m”. Uraian pada module ini memberikan resume kilas balik tentang investigasi Archie serta wacana yang berkembang tentang apresiasi “m” seiring dengan makin rincinya deskripsi karakteristik reservoir dewasa ini.
1.
TUJUAN
Menentukan saturasi dengan menggunakan eksponen sementasi ( m)
2.
METODE
1. Eksponen Sementasi dari Formula Shell 2. Eksponen Sementasi dari Formula Nugent 3. Eksponen Sementasi dari Formula Rasmus
3.
LANGKAH KERJA
Formula untuk eksponen sementasi dari metode Shell ( mshell) hanya digunakan untuk batuan karbonat dengan melakukan variasi m terhadap porositas. 2.1. Eksponen Sementasi dari Formula Shell
mshell
= 1.87 +
0.0019 φ e
2.2. Eksponen Sementasi dari Formula Nugent
mnug
=
(2 × (log φ sc )) log φ e
2.3. Eksponen Sementasi dari Formula Rasmus
X = φ sc
3
+
φ sc
2
×
Bila X ≤ 0 maka Manajemen Produksi Hulu
(1 − φ e )) + (φ e − Pφ sc )
PENILAIAN FORMASI FLOATING PERSAMAAN m
mras
=
log X log φ e
Bila mras
<1
maka mras
Manajemen Produksi Hulu
=1
NO : PF 11 Halaman Revisi/Thn
:2/5 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI FLOATING PERSAMAAN m
4.
NO : PF 11 Halaman Revisi/Thn
:3/5 : 2 / Juli 2003
DAFTAR PUSTAKA
1. E. R. Crain : " The Log Analysis Handbook, Volume 1, Quantitative Log Analysis Methods", PENNWELL Books, Tulsa, Oklahoma, USA, 2000 2. P. S. Adisoemarta, G. A. Anderson, S. M. Frailey, and G. B. Asquith, Center for Applied Petrophysical Studies, Texas Tech University : “ Historical Use of m and a in Well Log Interpretation : Is Conventional Wisdom Backward?”, SPE 59699, 2000.
5.
DAFTAR SIMBOL
mshell
= eksponen sementasi dari formula Shell, tanpa satuan
mnug
= eksponen sementasi dari formula Nugent, tanpa satuan
mras
= eksponen sementasi dari formula Rasmus, tanpa satuan
φ e
= porositas efektif dari berbagai sumber, fraksi
φ sc
= sonic porosity corrected untuk shale
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI FLOATING PERSAMAAN m
6.
NO : PF 11 Halaman Revisi/Thn
:4/5 : 2 / Juli 2003
LAMPIRAN
Pada tahun 1942, Archie mempublikasikan hasil investigasinya tentang hubungan antara resistivitas formasi (true resistivity formation) dan beberapa karakter fisik dari reservoir, sebagai berikut:
F =
Ro Rw
dimana :
F
= Faktor resisitivitas formasi
Ro
= Resistivitas dari batuan (formasi dengan pori-pori terisi cairan)
Rw
= Resistivitas cairan (brine)
Hasil investigasi empiris lebih lanjut menghasilkan hubingan antara batuan reservoir dengan faktor resistivitas formasinya bila seluruh pori-pori dijenuhi oleh cairan, sebagai berikut:
F =
1 m
φ
dimana :
φ
= porositas
m
= slope dari trendline yang dibentuk oleh batuan
Archie mendapatkan bahwa nilai m tergantung pada tipe batuan yang diinvestigasi, yang nilainya bervariasi antara 1.3 hingga 2.0 ( Gulf Coast sandstone). Untuk pengukuran clean unconsolidated sand di laboratorium, nilai m sekitar 1.3. Persamaan ini diterima secara umum, contohnya digunakan
oleh Schlumberger Chart Book 1997, dalam chart Por-1. Perlu diingat Archie menggunakan asumsi implisit, bahwa pada saat melakukan plot faktor resistivitas formasi terhadap porositas (pada koordinat log-log), di intercept y (fraksi porositas) nilai faktor resistivitas formasi dan a adalah sama dengan 1.0. Secara teoritis, hal ini tidak masuk akal.
Hasil pekerjaan Archie tersebut menunjukkan bahwa sifat-sifat batuan yang ada di dalamnya mempengaruhi resistivitas formasi. Dia juga menunjukkan bahwa sifat-sifat batuan tersebut harus dihubungan dengan sejarah pengendapan dari batuan formasi, seperti misalnya dengan fasies sedimen dan hubungannya dengan variasi geografi dan stratigrafi dari fasies tersebut.
Perkembangan selanjutnya, dengan melakukan inverstigasi pada hubungan resistivitas dengan pasir tersaturasi (brine-saturated sands) dan geometri pori, Winsauer, et al. (1952), menghasilkan hubungan sebagai berikut: Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI FLOATING PERSAMAAN m
F =
NO : PF 11 Halaman Revisi/Thn
:5/5 : 2 / Juli 2003
0.62 2.15
φ
Pada persamaan ini, Winsauer menggunakan faktor m dari persamaan Archie sebagai “Faktor Sementasi”. Pada saat ini digunakan dua parameter, faktor sementasi ( cementation factor ) dan eksponent sementasi ( cemantation exponent ) dalam parameter eksponensial tersebut. Hal ini berdasarkan pada tortuosity factor yang diperkenalkan oleh Etris et al., 1989), sehingga persamaan Archie memiliki bentuk umum:
F =
a m
φ
.
Bentuk dari faktor resistivitas formasi yang dikembangkan oleh Winsauer, kemudian dikenal sebagai persamaan Humble, menunjukkan bahwa konsep dari persamaan Archie bahwa intercept F pada porositas 100% adalah faktor konstanta bernilai 1.0, tidak tepat untuk sandstone diluar Gulf Coast sandstone yang digunakan Archie. Hilchie (1982) menggunakan m dan a sebagai konstanta
yang berkaitan dengan geometri pori-pori, menunjukkan sekali lagi penggunaan prinsip Archie bahwa pengenalan akan struktur dari pori-pori batuan adalah prinsip dasar untuk mengetahui true formation resistivity.
Secara umum, hubungan faktor resistivitas formasi dari Archie, diaplikasikan secara luas untuk melakukan analisis keseluruhan sisi dari litologi dan tekstur batuan, pada deteksi dan evaluasi akumulasi hidrokarbon.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 12
PENENTUAN SATURASI AIR
Halaman Revisi/Thn
1. TUJUAN
Menentukan harga saturasi air ( S w)
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE
1. Saturasi air dari metode Archie 2. Saturasi air dari metode Simandoux 3. Saturasi air dari metode Waxman-Smits (CEC) 4. Saturasi air dari metode Waxman-Smits-Juhasz 5. Saturasi air dari bulk volume water 6. Persamaan Indonesia Water Saturation untuk dispersed shaly sand 7. Saturasi air dari metode Ratio 8. Saturasi air dari metode Poupon untuk laminated sand 9. Saturasi air dari metode Modified Simandoux untuk laminated sand 10. Water saturation Smoothing
2.2. PERSYARATAN
Tersedia parameter-parameter yang dibutuhkan oleh tiap-tiap metode
3. LANGKAH KERJA 3.1. Saturasi Air dari Metode Archie
⎛ a R ⎞ S w = ⎜⎜ m w ⎟⎟ ⎝ φ Rt ⎠
1
n
S w
= saturasi air dari zona uninvaded (metode Archie)
Rw
= resistivitas formasi air pada temperatur formasi
Rt
= true resistivity dari formasi (koreksi invasi dari R ILd atau R LLd )
φ
= porositas
a
= faktor turtuosity
m
= eksponen sementasi
n
= eksponen saturasi, bervariasi dari 1.8 hingga 2.5. Nilai normalnya 2.0
Manajemen Produksi Hulu
:1/9 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 12
PENENTUAN SATURASI AIR
Halaman Revisi/Thn
:2/9 : 2 / Juli 2003
Saturasi air pada zona univaded (S w ) , yang dihitung dengan menggunakan persamaan Archie, adalah parameter paling fundamental dalam evaluasi log. Tapi, walaupun saturasi zona air diketahui, informasi itu tidak cukup untuk mengevaluasi potensi produktivitas suatu zona. Harus diketahui pula: 1. Saturasi air cukup rendah untuk dilakukan komplesi bebas air ( water-free completion) 2. Fluida hidrokarbon yang ada dapat bergerak ( movable) 3. Zona permeabel 4. Cadangan hidrokarbon yang ada ekonomis dan dapat diproduksikan ( recoverable)
⎛ a Rmf ⎞ ⎟⎟ S xo = ⎜⎜ m R φ xo ⎠ ⎝
1
n
S xo
= saturasi air dari flushed zone (metode Archie)
Rmf
= resistivitas formasi air pada temperatur formasi
R xo
= shallow resistivity dari Laterolog-8 , Microspherical Focused Log atau Microlaterolog
φ
= porositas
a
= faktor turtuosity
m
= eksponen sementasi
n
= eksponen saturasi, bervariasi dari 1.8 hingga 2.5. Nilai normalnya 2.0
Saturasi air pada flushed zone
(S xo ) dapat
digunakan sebagai indikator dapat bergeraknya
hidrokarbon ( hydrocarbon moveability). Contohnya, bila nilai S xo lebih besar dari S w , maka hidrokarbon di flushed zone kemungkinan telah didorong dari dekat lubang bor oleh fluida pemboran yang menginvasi formasi.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 12
PENENTUAN SATURASI AIR
Halaman Revisi/Thn
:3/9 : 2 / Juli 2003
3.2. Saturasi Air dari Metode Simandoux
Untuk formasi pasir dan clay, Simandoux menyarankan untuk menggunakan persamaan konduktivitas sebagai berikut:
C t = V sh C c ⋅ S w + S w
n
φ m a × Rw
dimana
C c
= konduktivitas dispersed clay
Bila digunakan eksponen saturasi sebesar n = 2.0, diasumsikan terbentuk sebuah persamaan parabolik, yang dapat ditulis sebagai
y = b x + c x 2
Dengan beberapa modifikasi matematis dan disubstitusikan ke dalam persamaan Tixier , menghasilkan persamaan saturasi air sebagai berikut:
⎡
2
⎤
⎛ V sh ⎞ ⎛ φ 2 ⎞ ⎥ 0.4 Rw ⎢ V sh ⎟⎟ + 5⎜⎜ ⎟⎟ − + ⎜⎜ S w = R R R φ 2 ⎢ Rc ⎝ c ⎠ ⎝ t w ⎠ ⎥ ⎣
⎦
3.3. Saturasi Air dari Metode Waxman-Smits (CEC)
Metoda ini digunakan untuk dispersed clay, sebagai berikut: S w
−n
⎛ Rt ⎞ ⎛ Rw × B × Qv ⎞ ⎟⎟ ⎜⎜1 + ⎟⎟ = ⎜⎜ F R S × w ⎠ ⎝ w ⎝ ⎠
dengan
Qv dari persamaan Waxman & Thomas, sebagai berikut: Qv = CEC (1 − φ ) ρ ma × φ −
1
dimana
Qv
= konsentrasi ion dalam air formasi yang kontak dengan clay (meg/ml)
CEC
= Cation Exchange Capacity (meg/gm)
B
= ekuivalen konduktansi untuk clay exchange sebagai fungsi dari Rw
Metoda Waxman-Smits ini berlaku untuk berbagai salinitas air formasi
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 12 Halaman Revisi/Thn
PENENTUAN SATURASI AIR
:4/9 : 2 / Juli 2003
3.4. Saturasi Air dari Metode Waxman-Smits-Juhasz
R wsh = φ m × Rsh Qvn = V sh
φ sh φ d
S w1 = 1
⎛ ⎛ ⎛ φ m ⎞ ⎛ ⎞ ⎞ ⎞⎟ (S w1 × Rwsh × Rwtf ) ⎟⎟ S w 2 = ⎜ ⎜ ⎜ d ⎟ × ⎜ ⎜ ⎟ ⎜ ⎜ ⎜ ⎝ Rd ⎠ (Qvn × Rwtf ) + (S w1 − Qvn ) × Rwsh ⎟ ⎟ ⎟ ⎝ ⎠ ⎠ ⎠ ⎝ ⎝
Bila S w1
1
n
≠ S w2 maka S w1 − (S w1 − S w2 ) × 0.5 , kemudian kembali lakukan perhitungan S w2
seperti di atas. Persamaan ini menormalisasi CEC dan membutuhkan iterasi untuk menemukan solusinya. dimana:
φ d
= porosity dari log density, belum dikoreksi terhadap shale
φ sh
= porositas shale total dari log density
m
= eksponen sementasi, tanpa satuan
n
= eksponen saturasi, tanpa satuan
Rsh
= resistivity pada shale bersih
Rd
= pembacaan log deep resistivity
V sh
= volume shale, fraksi
Rwtf
= resistivity air pada temperatur formasi
S w2
= saturasi air dengan metoda Juhasz, fraksi
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN SATURASI AIR
NO : PF 12 Halaman Revisi/Thn
:5/9 : 2 / Juli 2003
3.5. Saturasi Air dari Volume Air Bulk ( Bulk Volume Water)
Hasil dari saturasi air formasi dan porositas (φ ) adalah volume air bulk (BVW), sebagi berikut:
BVW = S w × φ dimana
BVW = volume bulk air S w
= saturasi air di uninvaded zone (persamaan Archie)
φ
= porositas
Bila hasil perhitungan untuk volume air bulk dilakukan disuatu formasi pada beberapa kedalaman, memberikan hasil yang konstan atau dengan perbedaan yang sangat kecil, mengindikasikan zona tersebut homogen dan berada pada saturasi air irreducible (irreducible water saturation, S wirr ). Bila suatu zona berada pada saturasi air irreducible, air yang terhitung di zona uninvaded (S w ) tidak akan bergerak, karena tertahan di dalam batuan oleh tekanan kapiler. Akibatnya, produksi hidrokarbon dari zona pada saturasi air irreducible akan bebas air. Formasi yang tidak berada pada kondisi saturasi air irreducible akan memiliki nilai saturasi air bulk yang bervariasi. Karena jumlah air yang dapat ditampung dalam batuan berbanding terbalik dengan ukuran grain, maka volume air bulk akan berbanding terbalik dengan ukuran grain.
3.6. Indonesian Water Saturation Untuk Dispersed Shaly Sands
C =
⎛ 1−V sh ⎞ 2 ⎠⎟
V sh ⎜⎝
Rsh
0.5
⎛ (φ m )0.5 ⎞ e ⎟ D = ⎜ ⎜ ( A × Rwtf )0.5 ⎟ ⎝ ⎠ ⎛ 1 ⎞ ⎟⎟ E = ⎜⎜ ⎝ Rd ⎠
0.5
⎛ ⎛ E ⎞ 2 ⎞ ⎟ S wi = ⎜ ⎜ ⎜ ⎝ C + D ⎠⎟ ⎟ ⎝ ⎠
Manajemen Produksi Hulu
1
n
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN SATURASI AIR
NO : PF 12 Halaman Revisi/Thn
:6/9 : 2 / Juli 2003
dimana
a
= eksponen tortuosity, tanpa satuan
m
= eksponen sementasi, tanpa satuan
n
= eksponen saturasi, tanpa satuan
φ e
= porositas efektif, fraksi
Rd
= pembacaan log deep resistivity
Rsh
= resistivitas shale (ohm-m)
Rwtf
= resistivitas air pada temperatur formasi
S wi
= saturasi air toal (fraksi)
V sh
= volume shale (fraksi)
3.7. Saturasi Air dari Metode Ratio
⎛ R xo Rd ⎞ ⎟ S wr = ⎜ ⎜ Rmf @ ft Rw @ ft ⎟ ⎝ ⎠
1
n
dimana:
n
= eksponen saturasi, tanpa satuan
Rd
= pembacaan log deep resistivity, (ohm-m)
R xo
= pembacaan log shallow resistivity, (ohm-m)
Rmf @ ft = resistivitas filtrat lumpur pada temperatur formasi Rw @ ft
= resistivitas air pada temperatur formasi
S wr
= saturasi air dari metode ratio
Ketika tidak ada data porosity yang tersedia, saturasi dapat diperoleh dengan membandingkan log shallow resistivity dan deep resistivity. Formula ini belum terkoreksi terhadap shale.
Metode ini adalah cara terakhir untuk memperoleh saturasi bila tidak tersedia log porosity.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 12
PENENTUAN SATURASI AIR
Halaman Revisi/Thn
3.8. Saturasi Air dari Metode Poupon Untuk Laminated Sands
Pada sistem laminated sandstone, V sh
= p
⎡ ⎛ a ⎞ ⎛ 1 V sh ⎞ ⎤ ⎟⎟ ⎥ ⎢ ⎜⎜ ⎟⎟ × Rwtf × ⎜⎜ − R R φ ⎢ ⎝ e ⎠ sh ⎠ ⎥ ⎝ d S w = ⎢ ⎥ 1 − V sh ⎢ ⎥ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ m
1
n
dimana:
a
= eksponen tortuosity, tanpa satuan
m
= eksponen sementasi, tanpa satuan
n
= eksponen saturasi, tanpa satuan
φ e
= porositas efektif, fraksi
Rd
= pembacaan log deep resistivity
Rsh
= resistivitas shale (ohm-m)
Rwtf
= resistivitas air pada temperatur formasi
S wi
= saturasi air total (fraksi)
V sh
= volume shale (fraksi)
3.9. Saturasi Air dari Metode modified Simandoux Untuk Laminated Sands
S w = 0 ; S w1 = 1
1 V sh × S w1 ⎞ ⎛ − ⎜ m ⎟ ⎛ ⎞ R R a ⎟ sh S w = ⎜ ⎜⎜ ⎟⎟ × Rwtf × d ⎜ ⎝ φ e ⎠ ⎟ 1 ⎜ ⎟ 1 − V sh ⎝ ⎠ Bila S w
≠ S w1 , maka S w1 =
Manajemen Produksi Hulu
S w + S w1
2
1
n
, lalu kembali ke perhitungan S w di atas.
:7/9 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 12
PENENTUAN SATURASI AIR
Halaman Revisi/Thn
:8/9 : 2 / Juli 2003
dimana:
a
= eksponen tortuosity, tanpa satuan
m
= eksponen sementasi, tanpa satuan
n
= eksponen saturasi, tanpa satuan
φ e
= porositas efektif, fraksi
Rd
= pembacaan log deep resistivity
Rsh
= resistivitas shale (ohm-m)
Rwtf
= resistivitas air pada temperatur formasi
S w
= saturasi air total (fraksi)
S w1
= saturasi air iterasi (fraksi)
V sh
= volume shale (fraksi)
3.10. Water Saturation Smoothing
Schlumberger penyarankan fungsi smoothing untuk mengurangi kesalahan statistikal pada data saturasi pada bagian atas dan bawah dari data tersebut Bila S w
⎛ ⎛ ⎛ 16 ⎞ 3 ⎞ 3 ⎞ > 0.75 , maka S w = ⎜⎜1 − ⎜⎜ ⎜ ⎟ × (1 − S w ) ⎟⎟ × (5 − 128 × (1 − S w ) )⎟⎟ ⎠ ⎝ ⎝ ⎝ 3 ⎠ ⎠
bila S w
< 0.25 , maka S w = S w +
bila 0.75 < S w
0.04 × (1 − 4 × S w ) 1 + 21(S w )
< 0.25 , nilai S w tidak berubah
dimana:
S w
= saturasi air dari metode mana pun (fraksi)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PENENTUAN SATURASI AIR
4.
NO : PF 12 Halaman Revisi/Thn
:9/9 : 2 / Juli 2003
DAFTAR PUSTAKA
1. Crain, E. R., " The Log Analysis Handbook Volume 1, Quantitative Log Analysis Methods", PENNWELL Books, Tulsa, Oklahoma, USA, 2000 2. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982
3. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts,” 1997 4. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 5. Pirson S.J. “Oil Reservoir Engineering”, Mc. Graw-Hill Book Co. Inc., New York, 1958 6. Pirson S.J. “ Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation“, Prentice Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963 7. John T. Dewan : “ Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn– Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
NO : PF 13 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 11 : 2 / Juli 2003
Dalam konteks synergy multidisiplin, penilaian formasi dituntut pula menghasilkan apresiasi kuantitatif mengenai kemampuan alir fluida di reservoir. Ini adalah besaran dinamis, sementara log pada dasarnya merekam kondisi statis insitu sekitar lubang bor. Pada modul ini diberikan cara cara yang adekuat untuk menjawab tantangan ini. 1. TUJUAN Memperkirakan harga permeabilitas batuan dari log 2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE a. Resistivity Gradient. Formula Tixier (1949) dapat diterapkan untuk membuat kurva permeabilitas karena pada zona transisi permeabilitas dapat dianggap tetap. b. Hubungan porositas dan saturasi Berdasarkan formula Wyllie dan Rose (1950) 0 ,5
k
= C ×
φ 3 ( S w ) irr
k
= permeabilitas, mD
S W
= saturasi, fraksi
φ
= porositas, fraksi
(1)
(S w )irr = irreducible water saturation (S W diatas zone transisi) C
= tetapan tergantung density hidrokarbon (C = 250 untuk gas)
dapat dipersiapkan kurva untuk menentukan harga permeabilitas.
2.2. PERSYARATAN a.
Metode Resistivity Gradient Tersedia rekaman resistivitas di daerah zona transisi. Salinitas air formasi dan densitas minyak diketahui.
b. Metode Hubungan Porositas dan Saturasi Tersedia kombinasi log untuk menentukan porositas dan saturasi (PF 03 dan PF 09). Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
NO : PF 13 Halaman Revisi/Thn
: 2 / 11 : 2 / Juli 2003
3. LANGKAH KERJA 3.1. METODE RESISTIVITY GRADIENT 1. Tentukan zona transisi. Hitung resistivity pada daerah air dan daerah minyak. Dari RW dan F R dapat dihitung Ro
= F R ⋅ RW
Selanjutnya hitung harga Basic Resistivity Gradient (a) :
a=
∆ R 1 × ∆ D Ro
(2)
∆ R = beda resistivitas pada daerah air dan daerah minyak zona transisi ∆ D = beda kedalaman tempat harga-harga resistivitas dihitung RO = resistivitas batuan dengan saturasi 100 % air
2. Hitung beda density air formasi dan hidrokarbon:
∆r = ρ w − ρ h ρ w = density air formasi, dapat diperkirakan berdasarkan keasinannya dengan bantuan tabel 1
ρ h = density hidrokarbon, dapat diperkirakan berdasarkan ˚API dengan bantuan tabel-2
3. Tempatkan harga Basic Resistivity Gradient (a) pada sumbu mendatar Gambar K-1, tarik garis tegak lurus hingga memotong garis mendatar sesuai dengan beda density (langkah 2) pada sumbu tegak. Perpotongan kedua garis tersebut menunjukkan harga permeabilitas.
3.2 METODE HUBUNGAN POROSITAS DAN SATURASI 1. Tentukan zona transisi dari log. Hitung porositas dan saturasi batuan di atas zona transisi (S wirr ). 2. Gunakan grafik Gambar-2 (Gambar K-3, pada buku Schlumberger “ Log Interpretation Charts”, 1985) dengan menempatkan φ pada sumbu mendatar dan S wirr pada sumbu tegak untuk mendapatkan kurva permeabilitas pada perpotongan garis menunjukkan harga permeabilitas. Manajemen Produksi Hulu
φ dan S wirr yang
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 13
PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 3 / 11 : 2 / Juli 2003
3. Apabila kandungan minyak di dalam formasi bukan “ medium gravity oil ” diperlukan koreksi S wirr terhadap pengaruh density. Gunakan grafik Gambar-2 (Gambar K-3, pada buku Schlumberger “ Log Interpretation Chart ”, 1985).
• Hitung P C dari rumus P C = h
h ( ρ w − ρ O ) 2.3
(3)
= elevasi di atas lapisan air (ft)
ρ o = density minyak (g/cc) • Tempatkan harga S wirr pada sumbu mendatar, tarik garis tegak lurus hingga memotong garis P C atau interpolasinya. Garis mendatar dari perpotongan tersebut menunjukkan Correction Factor (C ) pada sumbu tegak
S wirr terkoreksi = C × S wirr Selanjutnya gunakan S wirr terkoreksi pada grafik Gambar-2 (Gambar K-3, pada buku Schlumberger “ Log Interpretation Charts”, 1985).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
NO : PF 13 Halaman Revisi/Thn
: 4 / 11 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA 1. Desbrandes, R, “ Borehole Logging ”, Technip, 1982 2. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts”, 1986 3. John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn– Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983 4. Schlumberger, " Log Interpretation Chart ", 1997 5. Adi Harsono, “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8”, 1997 6. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989 7. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Association of Petrolum Geologists, 1982 8. Sylvain J. Pirson, “ Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation“, Prentice Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
NO : PF 13 Halaman Revisi/Thn
5. DAFTAR SIMBOL Rt
= resistivitas batuan
Ro
= resistivitas batuan tersaturasi 100 % air
∆ R
= beda resistivitas lapisan pada lapisan air dan lapisan di atas zona transisi
∆ D
= beda kedalaman lapisan di atas zona transisi dan lapisan air
a
= Basic Resistivity Gradient
ρ w = density air, g/cc ρ h = density hidrokarbon, g/cc ρ o = density minyak, g/cc k
= permeabilitas, mD
φ
= porositas, fraksi
S wirr = irreducible water saturation S wi
= saturasi di atas zona transisi
h
= elevasi di atas lapisan air
C
= faktor koreksi
Manajemen Produksi Hulu
=
∆ R 1 × ∆ P Ro
: 5 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
NO : PF 13 Halaman Revisi/Thn
: 6 / 11 : 2 / Juli 2003
6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Metode-metode perkiraan permeabilitas didasarkan pada hubungan empiris atau statistik karena pada kenyataannya fluida tidak mengalir waktu logging berlangsung, sehingga tidak memungkinkan perhitungan kwantitatif langsung dari parameter yang diukur. Penilaian permeabilitas secara kwalitatif dapat dilakukan antara lain dari :
• SP Log SP log merekam potensial pada lapisan permeabel bila keasinan air formasinya berbeda dengan keasinan air tapisan lumpur. Defleksi mencerminkan beda keasinan; jadi bila tergambar defleksi berarti merupakan indikasi adanya permeabilitas batuan.
• Invasi Air Tapisan Lumpur : Invasi dapat dikaji dari rekaman log resistivitas dan log microresistivity. Jika Rmf > Rwi, rekaman resistivitas log berjangkauan-kecil lebih besar daripada berjangkauan-besar pada lapisan air. Gejala ini dikenal dengan istilah terdapat “separasi” untuk lapisan yang mengandung hidrokarbon separasi dipengaruhi juga oleh harga Rmf /Rw dan S w /S xo.
• Microlog Rekaman log terutama menampilkan invasi lumpur air tawar atau dikenal sebagai separasi positif yaitu R5cm > R2.5x2.5 cm
• Caliper Log Rekaman Caliper log dapat mendekati tebal kerak lumpur, yang mencerminkan adanya daerah invasi. Pada sonde density dan neutron SNP , hasil pembacaan rekaman log kurang baik akibat tekanan kaki sonde yang kuat pada dinding lubang bor. Meskipun demikian, masih dapat dimanfaatkan untuk interpretasi kwalitatif. Perkiraan kwantitatif dari rekaman log menghasilkan permeabilitas absolut metode evaluasi umumnya memakai besaran (S w )irr . Harga (S w )irr tergantung pada porositas dan permeabilitas; bervariasi antara 10 – 50 %. Harga (S w )irr biasanya diambil harga S w terkecil di atas zona transisi. Apabila data suatu lapangan cukup banyak (dari pengintian, tes produksi dan lain-lain) sehingga dapat diplot hubungan permeabilitas dan porositas, maka umumnya berbentuk linear atau bilinear (skema Gambar 1). Untuk harga porositas tertentu dari log, umumnya dipilih harga permeabilitas maksimum. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
NO : PF 13 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 11 : 2 / Juli 2003
Metode Resistivity Gradient Karena permeabilitas dapat dianggap tetap pada zone transisi, maka besarnya dapat diperkirakan berdasarkan metode berikut : Pengamatan Tixier (1949) menyimpulkan bahwa perubahan saturasi air 100 % ke saturasi residual pada zone transisi terjadi pada selang kedalaman yang relatif pendek pada batuan berpori besar dan permeabel. Untuk batuan berpori kecil dan kurang permeabel diperlukan selang yang lebih panjang. Tixier mengajukan teori tentang fenomena ini dilengkapi dengan kurva untuk berbagai kerapatan jenis air dan hidrokarbon. Disimpulkan hubungan permeabilitas sebagai fungsi gradien resistivitas batuan bersaturasi air adalah sebagai berikut :
⎛ ∆ R 1 ⎞ × ⎟⎟ h Ro ⎠ ∆ ⎝
k = f ⎜⎜
(4)
∆ R = gradient resistivitas ∆h Ro
= resistivitas batuan bersaturasi 100 % air
Metode Hubungan Porositas dan Saturasi Perusahaan service logging menyajikan rangkaian kurva sebagaimana tertera pada gambar K-3, didasarkan pada formula Wyllie dan Rose (1950): 0.5
k
C
= C ×
φ 3
(S W )irr
(5)
= tetapan, tergantung pada kerapatan jenis hidrokarbon; C = 250 untuk minyak dengan kerapatan sedang (d = 0.8) C = 79 untuk gas
(S W ) irr = S W dihitung di atas zone transisi
Pada selang transisi, dengan anggapan bahwa saturasi residual terdapat pada flushed zone, dirumuskan:
(S W )irr = (S xo )5 Manajemen Produksi Hulu
(6)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 13
PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 8 / 11 : 2 / Juli 2003
Metode ini tidak berlaku untuk lapisan mengandung air. Timur (1968) mengusulkan formula empirik yang dihitung dengan formula di atas yang ternyata cocok untuk batuan pasir bersih yaitu:
k = 0.136
φ 4.4 2
( S w ) irr
(7)
6.2. CONTOH PERHITUNGAN 6.2.1. Metode Resistivity Gradien Diketahui : Rt pada 7010 kaki = 35 ohm-m Rt pada 7050 kaki = 15 ohm-m Formation Resistivity Factor F R = 50 RW = 0.035 ohm-m @ 222 0F (NaCl = 75000 ppm) Gravity minyak = 30 ˚API Perkirakan permeabilitas lapisan tersebut Jawab: a. Ro
= F R RW = 50 × 0.035 = 1.75 ohm-m
∆ R = 35 – 15 = 20 ohm-m ∆ D = (7050 – 7010) ft = 40 ft
⎛ ∆ R 1 ⎞ ⎛ 20 1 ⎞ × ⎟⎟ = ⎜ × ⎟ = 0.286 D R 40 1 . 75 ∆ ⎝ ⎠ ⎝ o ⎠
a = ⎜⎜
b. Dari tabel dibuat interpolasi untuk 75000 ppm NaCl, diperoleh ρ w = 1.053 Dari Tabel 2 untuk minyak 30 ˚API diperoleh ρ h = 0.876
∆ r = ρ w - ρ h = 1.053 – 0.876 = 0.177 c. Gunakan grafik Gambar K-1 untuk a = 0,286 dan ∆ P = ρ w = 275 md 6.2.2. Metode Hubungan Porositas dan Saturasi Diketahui : φ = 0.23 (PF 02) S wi = 0.30 (PF 15) Manajemen Produksi Hulu
− ρ h = 0.177 diperoleh k
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 13
PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
Halaman Revisi/Thn
: 9 / 11 : 2 / Juli 2003
ρ h = 0.3 gram/cc ρ w = 1.1 gram/cc elevasi di atas zona transisi h = 10 ft Perkirakan permeabilitas lapisan. Jawab : a.
Saturasi di atas zona transisi: S wirr = 0.30
b. Karena minyaknya ringan, diperlukan koreksi c. P c =
h ( ρ w − ρ h ) 2.3
=
120 (1.1 − 0.3) 2.3
= 42
Gunakan P C = 42 pada grafik Gambar 3 dan dengan S wi = 30% diperoleh faktor koreksi C ’ = 1.08 S wi terkoreksi = 1.08 x 0.30 = 0.324 Gunakan grafik Gambar K-3 dengan S wi = 0.324 dan φ = 0.23, diperoleh k = 130 md.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
NO : PF 13 Halaman Revisi/Thn
6.3. GAMBAR DAN TABEL YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Memperkirakan harga permeabilitas dari log
Manajemen Produksi Hulu
: 10 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 13
PERKIRAAN PERMEABILITAS DARI LOG
Tabel 1 Larutan NaCl (14.7 psi, 60 0F) ppm x 1000 0 50 100 150 200 250
Gram/cc 1.000 1.034 1.071 1.109 1.189 1.189
Tabel – 2 Minyak (14.7 psi, 60 0F) ˚API
15 20 25 30 40 50
Manajemen Produksi Hulu
gram/cc 0.966 0.934 0.904 0.876 0.825 0.780
Halaman Revisi/Thn
: 11 / 11 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 14
PERHITUNGAN DENSITAS HIDROKARBON
Halaman Revisi/Thn
:1/7 : 2 / Juli 2003
Meskipun perkiraan densitas hidrokarbon merupakan besaran penting dalam mencirikan kandungan reservoir, tetapi besaran ini hanya memadai untuk diinterpretasikan apabila semua prosedur telah dilakukan dengan baik dan menyimpulkan adanya hidrokarbon. Karena itu modul ini hendaknya ditempatkan sebagai interpretasi lanjut ( advanced ). Panduan mengenai validitas metode ini diuraikan pada modul ini. 1. TUJUAN Menentukan densitas fluida hidrokarbon 2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. METODE 2.1.1 Metode Perhitungan Menentukan selang densitas hidrokarbon yang diinginkan pada harga saturasi air di uninvaded zone(S w) dan harga saturasi air di flushed zone (S xo) tertentu.
2.1.2 Metode Grafis Membaca harga densitas hidrokarbon ( ρ h) dari harga perhitungan saturasi hidrokarbon ( S hr ) 2.2. PERSYARATAN 2.2.1 Dalam Metode Perhitungan, perhitungan t idak dilakukan pada kondisi sumur yang buruk. 2.2.2 Dalam Metode Grafis, pengetahuan terhadap litologi reservoir akan sangat penting dalam efektivitas perhitungan. 3. LANGKAH KERJA 3.1. Metode Perhitungan 3.1.1 Pembacaan log density terhadap porositas terkoreksi dari lempung (φ dc)
φ dc = φ D − (V sh φ dsh ) dimana :
φ D = Pembacaan density-log terhadap porositas φ dsh = Pembacaan density-log terhadap kandungan lempung
3.1.2 Pembacaan neutron-log terhadap porositas terkoreksi dari lempung (φ nc)
φ nc = φ N − (V sh φ nsh ) Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 14
PERHITUNGAN DENSITAS HIDROKARBON
Halaman Revisi/Thn
φ N = Pembacaan log neutron terhadap porositas
dimana :
φ nsh = Pembacaan log neutron terhadap kandungan lempung 3.1.3 Penentuan porositas efektif dari density-neutron log (φ edn)
φ edn
⎛ φ dc2 + φ nc2 ⎞ ⎟⎟ = ⎜⎜ 2 ⎝ ⎠
0.5
3.1.4 Penentuan apparent fluid density ( ρ fla) jika φ edn > 0, maka
⎛ ρ MA − ρ w ⎞ ⎟⎟ φ edn ⎝ ⎠
ρ fla = ρ MA − φ dc ⎜⎜ dimana :
ρ MA = densitas matriks ρ w = densitas air
3.1.5 Penentuan selang densitas fluida hidrokarbon ( ρ hmax, ρ hmin) jika S w
≤ 0.7 dan S xo ≤ 0.85 , maka
ρ h max = ρ h min =
ρ fla − ( ρ w S xo ) 1 − S w ρ fla − ( ρ w S xo ) 1 − S xo
3.1.6 Penentuan densitas fluida hidrokarbon ( ρ hy)
ρ hy =
jika :
ρ h max + ρ h min 2
ρ hy ≤ 1.0
⇒ oil
ρ hy < 0.5 ⇒
gas
dan densitas gas ( ρ gas),
ρ gas = 0.75 (ρ h min + 0.14 )
Manajemen Produksi Hulu
:2/7 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 14
PERHITUNGAN DENSITAS HIDROKARBON
Halaman Revisi/Thn
:3/7 : 2 / Juli 2003
3.2. Metode Grafis Bila litologi tidak diketahui dengan pasti, maka ρ h 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 baik, sehingga diperoleh ρ h yang lebih baik.
Contoh dalam reservoir gamping-dolomit: Dari pembacaan log: ρ b (bulk density) = 2.1, φ N (porositas neutron) = 15%, R xo (resistivitas formasi pada flushed zone) = 4 dan Rmf (resistivitas filtrat lumpur) = 0.1, pada temperatur bawah permukaan.
Dua kasus ekstrim ditinjau : 1. Reservoir itu hanya terdiri dari batuan gamping : Cara penyelesaiannya: Dengan Gambar 1, konversikan ρ b = 2.14 gr/cc ke porositas gamping, diperoleh φ D = 34%. Karena φ N = 5%, maka dengan menggunakan Gambar 2, didapat porositas pendekatan pertama = 30% (φ 1 dari Gambar 2).
S xo =
Rmf 2 1
R xo φ
=
0 .1
= 0.52
4 ⋅ (0.3)
2
S hr = 1 − S xo = 0.48 dengan Gambar 3, didapat ρ h = 0.3 gr/cc
2. Reservoir itu hanya terdiri dari batuan dolomit : Cara penyelesaiannya: Dengan Gambar 1, konversikan ρ b = 2.1 gr/cc ke porositas dolomit, diperoleh φ D = 38.4%. Dengan Gambar 4, konversikan porositas neuron ke batuan dolomit φ N = 13.4%, maka dengan menggunakan Gambar 2 didapat porositas pendekatan pertama = 33%.
S xo =
Rmf 2 1
R xo φ
Manajemen Produksi Hulu
=
0 .1 4 ⋅ (0.33)
2
= 0.48
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 14
PERHITUNGAN DENSITAS HIDROKARBON
Halaman Revisi/Thn
:4/7 : 2 / Juli 2003
S hr = 1 − S xo = 0.52 dengan Gambar 3, didapat ρ h = 0.25 gr/cc Di lapisan ini kita menggunakan :
ρ h ≈ 0.3 gr cc Jika litologi sudah diketahui, kita dapat menghitung ρ h dengan lebih tepat lagi.
4. DAFTAR PUSTAKA 1. Crain, E. R., " The Log Analysis Handbook Volume 1, Quantitative Log Analysis Methods", PENNWELL Books, Tulsa, Oklahoma, USA, 2000 2. Harsono, Adi. “ Evaluasi Formasi dan Aplikasi Logging”, Revisi ke 8, Jakarta, 1997 3. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts,” 1997.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 14
PERHITUNGAN DENSITAS HIDROKARBON
Halaman Revisi/Thn
5. LAMPIRAN
Gambar 1. Penentuan porositas melalui log density formasi
Manajemen Produksi Hulu
:5/7 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 14
PERHITUNGAN DENSITAS HIDROKARBON
Halaman Revisi/Thn
Gambar 2. Koreksi pengaruh hidrokarbon secara grafis
Manajemen Produksi Hulu
:6/7 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 14
PERHITUNGAN DENSITAS HIDROKARBON
Halaman Revisi/Thn
Gambar 3. Penentuan jenis hidrokarbon
Gambar 4. Kurva Ekivalen Thermal Neutron Porosity Manajemen Produksi Hulu
:7/7 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) Meskipun dewasa ini kemudahan untuk menyediakan komputer pada situasi sekeras apapun dilokasi pemboran sudah dapat diatasi, tetapi sangat manusiawi bila tetap memberikan peran terbesar kepada engineer dengan membekali kemampuan melakukan interpretasi dan membuat keputusan cepat pada situasi terburuk yang tidak bergantung pada komputer. Modul ini menguraikan panduan praktis, tetapi hendaknya disadari bahwa hendaknya hasilnya diperlakukan sebagai informasi awal dan membutuhkan penghalusan (refinement ) keakuratannya lebih lanjut pada kesempatan pertama yang memungkinkan.
1. TUJUAN Menghitung saturasi pada satu atau beberapa lapisan prospek
2. METODE DAN PERSYARATAN 2. 1. METODE 2. 1. 1. Metode Cross Plot a. Cross plot φ terhadap
1 Rt
Karena φ merupakan fungsi linier ρb ( FDC ), ∆t (sonik) atau φ N (SNP/CNL), maka apabila harga tersebut di plot terhadap Rt pada skala khusus akan dapat menampilkan kurva untuk berbagai saturasi.
b. Cross plot R xo terhadap Rt Pada lapisan air: S w = S xo = 1, berarti
S w S xo
= 1 , sedang pada daerah hidrokarbon tak
bergerak (non movable) S w = S xo, berarti juga
R xo = Rt ×
Rmf R w
S w S xo
= 1 , maka dalam kedua hal tersebut
, yang merupakan persamaan berbentuk garis lurus dengan
kemiringan 1 apabila diplot pada skala log-log (garis saturasi S w = 100%).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
: 2 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) Dengan alur yang sama, pada daerah hidrokarbon yang dapat bergerak ( movable) 2
⎛ S ⎞ × ⎜⎜ w ⎟⎟ , merupakan persamaan garis-garis untuk < 1 dan R xo = Rt × S xo S xo ⎝ S xo ⎠ S w
Rmf
berbagai harga saturasi yang sejajar dengan garis saturasi S w = 100%.
2. 1. 2. Metode pembacaan langsung dengan mistar khusus. Bila rekaman log resistivity berskala logaritmik, pembacaan dengan mistar khusus dapat langsung memberikan perkiraan saturasi
2. 1. 3. Metode Grafis a. Nomograph Didasarkan pada persamaan Archie tentang saturasi: S w
=
Ro Rt
=
FRw Rt
b. Metode perbandingan ( Ratio Method ) Didasarkan pada asumsi S xo
= 5 S w
2. 1. 4. Metode dengan menggunakan mini-komputer (tidak dibahas dalam petunjuk kerja ini)
2. 2. PERSYARATAN 1. Lapisan dianggap bersih (clean-formation). 2. Ada lapisan air dengan Rw dianggap tetap; memiliki rekaman SP atau petunjuk lain untuk pembanding Rw yang didapat (lihat PF 06), 3. Memiliki kombinasi sebagai berikut: a. Untuk metode cross plot φ terhadap
1 Rt
:
Resistivitas jangkauan dalam (Induction, Laterolog) dengan salah satu dari ketiga logging berikut: ρb ( FDC ), ∆t (sonik) atau φ N (SNP/CNL)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 3 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) b. Untuk metode cross plot R xo terhadap Rt : Resistivitas jangkauan dalam (Induction, Laterolog) dan R xo ( Microlog, Proximity, Microlaterelog, Micro SFL). c. Untuk metode pembacaan langsung dengan mistar khusus: sama dengan butir 3.b tersebut di atas, dinyatakan dalam skala log.
3. LANGKAH KERJA 3. 1. METODE CROSS PLOT a. Cross Plot φ terhadap
1 Rt
1. Buat tabel : Kedalaman, Rt dan ρb (atau ∆t sonic dan φ N ). Bacalah sebanyak mungkin harga-harga tersebut pada lapisan air paling sedikit 3 (tiga) posisi kedalaman; selanjutnya bacalah pula harga pada lapisan prospek. Rt diambil dari PF 07.
2. Pilihlah pola yang sesuai sebagai berikut: Pola Gambar Sw-15, untuk matrik batupasir, dengan formula Humble F =
0.62 2.15
φ
dan ρmatrik
= 2.65 Pola Gambar Sw-16, untuk batuan karbonat dengan matrik kalsit, dengan formula F =
1 φ 2
dan ρmatrik = 2.70 Pola Gambar SW-16, untuk batuan karbonat dengan matrik dolomit, dengan formula
F =
1 φ 2
dan ρ matriks = 29
Bagilah skala absis sedemikian rupa sehingga harga ρb, terbesar masih dapat tercantum.
3. Plot ρb dan Rt pada pola langkah 2, dan tarik garis lurus dari sudut kiri bawah ( ρmatrik ) menghubungkan titik-titik (umumnya di daerah kuadran 2: kiri atas bidang gambar) Ini merupakan garis saturasi S w = 100%. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI
NO : PF 15
LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
Halaman Revisi/Thn
: 4 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) 4. Garis untuk saturasi S w = 50% dibuat sebagai berikut: Dari R w
=
Rt F
2 × (S w ) ,
Rt F
dapat dihitung.
Dipilih sembarang harga F untuk Menghitung pasangan harga Rt yang bersangkutan. Selanjutnya tarik garis lurus menghubungkan titik sudut kiri bawah dengan titik pasangan F dan Rt yang bersangkutan. Cara analog dapat dikerjakan untuk saturasi S w = 25%, dan seterusnya.
5. Plot pasangan Rt dan ρb lapisan prospek pola langkah 4, dari letak titik tersebut dapat diperhitungkan saturasi lapisan. Catatan: langkah kerja yang sama dapat diterapkan pada pasangan kedalaman, Rt dan ∆t sonic atau φ N (SNP/CNL).
b. Cross Plot R xo terhadap Rt 1. Buat tabel : Kedalaman, Rt , R xo Baca sebanyak mungkin harga-harga tersebut pada daerah air paling sedikit 3 (tiga) posisi kedalaman; selanjutnya baca pula pada lapisan prospek.
2. Pada kertas grafik log-log (contoh Gambar 1) tempatkan R xo di sumbu tegak dan Rt di sumbu mendatar. Plot pasangan Rt dan R xo lapisan air dan tarik garis lurus dengan kemiringan 1 (45°) melewati sebanyak mungkin titik dengan resistivitas kecil (paling sedikit 2 buah titik). Ini adalah garis saturasi S w = 100%.
3. Garis saturasi S w = 50% dibuat sebagai berikut:
⎛ R ⎞ Tentukan harga ⎜⎜ xo ⎟⎟ , diperoleh pada sumbu tegak bila Rt = 1. ⎝ Rt ⎠ max Dari
R xo Rt
=
Rmf Rw
Manajemen Produksi Hulu
(S w )
5
8
, diisi
Rmf Rw
=
R xo Rt
dari aquifer, dan (S w )
5
8
⎛ R ⎞ = 0.35 , didapat ⎜⎜ xo ⎟⎟ ⎝ Rt ⎠
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI
NO : PF 15
LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
Halaman Revisi/Thn
: 5 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) Pilih sembarang Rt untuk menempatkan R xo pasangannya. Dari titik ini dibuat garis saturasi S w = 50% sejajar garis pada langkah 2. Cara analog dapat dikerjakan untuk saturasi S w = 25% dengan (S w )
5
8
= 0.075 , dan seterusnya.
4. Plot pasangan harga R xo dan Rt lapisan prospek pada pola langkah 3. Dari letak titik tersebut dapat diperkirakan saturasi lapisan tersebut.
3. 2. METODE PEMBACAAN LANGSUNG DENGAN MISTAR KHUSUS 1. Apabila kurva resistivity, baik microresistivity (microlaterolog , proximity log atau micro SLF ) maupun Induction Log atau Laterolog , direkam pada skala log seperti Gambar 2, pilihlah lapisan air dan tempatkan mistar eksponen 1 pada Gambar 3 dengan indeks 1 pada kurva resistivity jangkauan dalam (Induction Log atau Laterolog), sedang perpotongan mistar dengan resistivity mikro menunjukkan harga
Rmf Rw
; catat harga dan spasinya.
2. Pilih lapisan prospek, tempatkan mistar eksponen 5/8 seperti pada Gambar 4 dengan indeks 1 pada resistivity jangkauan dalam, kemudian geserlah mistar ke kanan sepanjang selang yang jaraknya sama dengan jarak dari indeks 1 ke harga
Rmf Rw
pada langkah 1.
Bacalah harga S w pada perpotongan mistar dengan kurva resistivitas mikro.
3. 3. METODE GRAFIS a. Nomograph 1. Tentukan Rw pada temperatur formasi (PF 06) dan φ (PF 03) 2. Gunakan nomograph Gambar SW-1: tarik garis dari titik Rw pada sumbu Rw melalui titik φ pada sumbu φ (atau F R) hingga memotong sumbu Ro (yang menyatakan harga Ro = F R =Rw). 3. Tentukan harga Rt (PF 07). Tarik garis dari Ro pada langkah 2, melalui Rt pada sumbu Rt hingga memotong sumbu S w yang menyatakan harga S w = b. Metode Perbandingan ( Ratio Method ) - Untuk batuan pasir bersih (clean sand ): Manajemen Produksi Hulu
Ro Rt
.
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI
NO : PF 15
LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
Halaman Revisi/Thn
: 6 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) 1. Tentukan harga R xo (PF 08) dan Rt (PF 07), serta Rmf dan Rw (PF 06) 2. Gunakan grafik Gambar SW-2 : hitung
R xo Rt
, tempatkan pada sumbu tegak; hitung
Rmf Rw
,
⎛ R Rmf ⎞ ⎟ ; dari titik tempatkan pada sumbu mendatar untuk mendapatkan titik A ⎜⎜ xo , ⎟ R R w ⎠ ⎝ t tersebut tarik garis sejajar dengan garis diagonal S w yang ada hingga memotong pinggiran Gambar sebelah kanan, selanjutnya dari titik pada pinggiran gambar ini ditarik garis mendatar hingga memotong garis tegak yang menyatakan pilihan harga S or (yang diperkirakan dari kebiasaan yang umum dipakai pada lapangan tersebut); harga S w dapat diperkirakan dengan interpolasi kurva S w yang ada.
- Untuk batuan pasir lempung ( shally sand ): 1. Gunakan grafik Gambar SW-2: Tempatkan harga SP pada absis paling bawah, ikuti alur yang ada hingga memotong garis temperatur lapisan atau harga K yang bersangkutan (kalau diketahui); dari perpotongan ini
⎛ R ⎞ tarik ke atas hingga mendapatkan titik B ⎜⎜ SP , xo ⎟⎟ . Selanjutnya tempatkan SSP pada R ⎝
t
⎠
absis paling bawah dan ikuti kembali alur yang ada hingga memotong garis temperatur atau K , kemudian ditarik ke atas hingga berpotongan dengan garis baru yang ditarik dari titik (1, 1) melalui titik B yang telah diperoleh di atas, ini akan memberikan titik C yang menunjukkan harga
R xo Rt
yang telah dikoreksi terhadap kandungan lempung ( shaliness)
yang dapat dibaca pada sumbu tegak. Tarik garis mendatar dari titik C hingga memotong garis tegak yang ditarik dari Rmf , ini menunjukkan titik C’ yang dapat dipakai untuk memperkirakan interpolasi harga S w dari garis diagonal yang telah berskala. Bila diketahui S or , langkah kerja terakhir bagi batuan pasir bersih (clean sand ) tersebut diatas dapat diterapkan disini.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) 4. DAFTAR PUSTAKA 1.
Desbrandes, R., “ Borehole Logging ”, Technip., 1982
2.
Schlumberger, “Well Evaluation Conference”, 1973
3.
Schlumberger, “ Log Interpretation Charts”, 1986.
4.
John T. Dewan, “ Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”, Pennwell books Penwell Publishing Co. Tulsa, Oklahoma, 1983.
5.
Schlumberger, “ Log Interpretation Charts “, 1997
6.
Adi Harsono, “ Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8”, 1997
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI (“QUICK LOOK”) 5. DAFTAR SIMBOL φ
= porositas
φ N
= porositas dari log neuron
φ mf = porositas terisi filtrat lumpur ρ b
= bulk density
ρ ma = ρ matriks = matrix density ρ mf = densitas filtrat lumpur t
= Sonic interval transit time
t ma = Sonic interval transit time untuk batuan matriks
F
= Formation Resistivity Factor
Rmf = Resistivitas Filtrat Lumpur Rt
= Resistivitas lapisan sebenarnya
RW = Resistivitas air formasi R xo
= Resistivitas flushed zone
S W
= Saturasi air
S xo
= Saturasi air flushed zone
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 21 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
: 9 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) 6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS 6.1.1. Metode Cross Plot
1
a. Cross plot φ terhadap
Rt
Pada lapisan air, S w = 100% Rt = F ⋅ Rw = Sehingga φ =
a ⋅ Rw φ 2
a ⋅ Rw ×
1 Rt
(1)
Dari densitas diperoleh:
ρ
b
= φ mf
+ (1 − φ )ρ ma
(2)
= ρ ma
− ( ρ
− ρ )φ
= ρ ma
− ( ρ
− ρ )
ma
ma
mf
Terbukti ρ b merupakan fungsi linier
mf
1 Rt
a
⋅
RW
×
1 Rt
(3)
dan bila Rt ∞, diperoleh ρ b = ρ ma
Persamaan sejenis dapat diturunkan dengan t (sonic) dan φ N (SNP/CNL). Penerapan formula ini untuk lapisan air memberikan garis perkiraan saturasi S w = 100%. Untuk lapisan yang mengandung hidrokarbon ( S w < 100%) diperoleh dari formula:
Rw = dimana
Rt F
× S w
F
= fungsi (φ )
φ
= fungsi ( ρ b) pada persamaan (2),
dengan asumsi ρ mf
Manajemen Produksi Hulu
2
= 1 dan ρ ma diketahui.
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 10 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) b. Cross plot R xo terhadap Rt : R xo Rt
=
Rwf ⎛ S w ⎞
2
⎜ ⎟ Rw ⎜⎝ S xo ⎠⎟
(4)
Pada lapisan air S w = S xo = 1, sehingga bergerak (non movable) S w = S xo ,
S w S xo
Dalam kedua hal tersebut R xo = Rt
S w S xo
= 1 , juga pada lapisan hidrokarbon tidak
=1
Rmf
, dan hubungan antara R xo dan Rt pada skala log
Rw
merupakan garis lurus dengan kemiringan 1 (45°). Pada lapisan yang mengandung hidrokarbon yang dapat bergerak ( movable),
dan R xo Rmf Rw
S w S xo
<1
2
⎛ S ⎞ = Rt × ⎜⎜ w ⎟⎟ yang ternyata merupakan garis-garis yang sejajar dimana Rw ⎝ S xo ⎠ Rmf
serta S w diketahui.
Formula yang dipakai :
Dimana
Rmf
R xo Rt
=
Rmf Rw
(S w )
8
5
(5)
dan S w diketahui.
Rw
6.1.2. Metode Pembacaan Langsung dengan Mistar Khusus Pada lapisan air R xo Rt
=
Rmf Rw
; berarti log Rt + log
Rmf Rw
Mistar khusus pada Gambar 3 dengan eksponen = 1 menunjukkan harga
(6) Rmf Rw
= 1 , maka
mistar khusus pada Gambar 4 menunjukkan harga S w menurut persamaan (5). Apabila
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 11 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) Rmf Rw
≠ 1 , maka diperlukan koreksi dengan menggeser indeks pada mistar tersebut sejauh
harga
Rmf Rw
yang bersangkutan.
6.2. CONTOH PERHITUNGAN 6.2.1. Metode Cross Plot a. Metode Cross Plot φ terhadap
1 Rt
Buatlah evaluasi saturasi suatu formasi pasir dari data log sebagai berikut: No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Kedalaman (kaki) 2320 2291 2289 2287 2252 2248 2244 2186 2180 2170 2163 2159 2151 2144 2126 2124 2122 2109 2107 2105 2103 2081 2079 2076
Manajemen Produksi Hulu
Rt (
-m) 2.25 1.22 1.25 1.18 1.25 1.04 2.25 0.90 2.02 1.80 1.55 1.10 2.25 6.80 3.60 4.20 6.20 175.00 11.00 55.00 20.00 120.00 8.60 300.00
Ρ b
(gr/cc) 2.32 2.16 2.22 2.30 2.17 2.20 2.32 2.20 2.28 2.20 2.26 2.20 2.28 2.39 2.29 2.22 2.20 2.12 2.29 2.16 2.28 2.15 2.46 2.11
Catatan
lap. air lap. air lap. air
lap. air
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 12 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) Jawab : 1. Tabel lihat di atas 2. Pilih pola Gambar Sw-15 untuk matrik batuan pasir ( ρmatrik = 2.65) dan formula Humble : F =
0.62 φ 2.15
3. Dibuat plotting data lapisan air, dan tarik garis saturasi S w = 100% 4. Untuk ρb =2.32, φ = 20% dan F = 20. Rt = 2 Ω-meter. Dari Rw =
Rw =
Rt F
Rt F
diperoleh RW
F
2 20
= 0.1 Ω − meter
(S w )2
Untuk S w = 50% 0.1 =
Rt
=
Rt 1 F 2
( )
2
= 0.1× 0.25 = 0.025
Bila diambil F = 20, pasangan Rt = 0.025 × 20 = 0.5 Tarik garis saturasi S w = 50% dari sudut kiri bawah ( ρma) melalui titik (20.05) yaitu: ( F = 20, Rt = 0.5). Untuk S w = 25%, ditarik garis dari sudut kiri bawah melalui ( F = 25, Rt = 40)
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 13 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) 5. Rekapitulasi evaluasi ditunjukkan pada Gambar 5 dengan tabulasi pada Tabel 1. Tabel 1 Rekapitulasi hasil perhitungan No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Manajemen Produksi Hulu
Kedalaman (kaki) 2320 2291 2289 2287 2252 2248 2244 2186 2180 2170 2163 2159 2151 2144 2126 2124 2122 2109 2107 2105 2103 2081 2079 2076
Rt (
-m) 2.25 1.22 1.25 1.18 1.25 1.04 2.25 0.90 2.02 1.80 1.55 1.10 2.25 6.80 3.60 4.20 6.20 175.00 11.00 55.00 20.00 120.00 8.60 300.00
Ρ b
(gr/cc) 2.32 2.16 2.22 2.30 2.17 2.20 2.32 2.20 2.28 2.20 2.26 2.20 2.28 2.39 2.29 2.22 2.20 2.12 2.29 2.16 2.28 2.15 2.46 2.11
Catatan
lap. air lap. air lap. air
lap. air
Saturasi 95 90 95 100 90 100 95 100 90 70 95 100 80 70 70 50 40 15 35 20 25 20 80 15
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 14 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) b. Metode Cross Plot R xo terhadap Rt Buatlah evaluasi saturasi data logging berikut : No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Kedalaman 3330 3300 3290 3250 3240 3230 3220 3214 3210 3200 3185 3180 3170 3166 3162 3160
R xo (
-m) 4.80 6.80 10.00 2.60 2.20 40.00 5.50 1.80 16.00 1.85 1.55 4.00 1.50 1.50 4.00 1.50
Rt (
-m) 50.00 25.00 50.00 32.00 12.00 23.00 20.00 12.00 62.00 2.10 2.20 1.80 0.43 0.65 1.60 0.55
Catatan
lap. air lap. air lap. air lap. air lap. air
Jawab : 1. Dibuat tabel seperti pada data 2. Plot R xo terhadap Rt skala grafik log-log dinyatakan pada Gambar 1. Garis saturasi S w = 100% diperoleh dengan membuat garis lurus dengan kemiringan 1 (45°) melalui titik-titik 12, 13, 14, 15, dan 16.
⎛ R ⎞ 3. ⎜⎜ xo ⎟⎟ diperoleh sebesar 2.85 pada Rt = 1. ⎝ Rt ⎠ max ⎛ Rmf ⎞ 8 ⎟ ⋅ (S w ) 5 = ⎜⎜ Rt ⎝ Rw ⎠⎟
R xo
R xo Rt
= 2.85 × 0.35 = 0.9975 ≈ 1
Garis saturasi S w = 50% pada R xo = Rt Garis saturasi S w = 25%
Manajemen Produksi Hulu
R xo Rt
= 2.85 × 0.075 = 0.9975 ≈ 1
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 15 / 21 : 2 / Juli 2003
(“QUICK LOOK”) atau R xo
= 0,075 Rt
4. Rekapitulasi evaluasi dinyatakan pada Gambar 6, dengan tabulasi pada Tabel 2.
Tabel 2. Rekapitulasi hasil perhitungan No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Manajemen Produksi Hulu
Kedalaman 3330 3300 3290 3250 3240 3230 3220 3214 3210 3200 3185 3180 3170 3166 3162 3160
R xo (
-m) 4.80 6.80 10.00 2.60 2.20 40.00 5.50 1.80 16.00 1.85 1.55 4.00 1.50 1.50 4.00 1.50
Rt (
-m) 50.00 25.00 50.00 32.00 12.00 23.00 20.00 12.00 62.00 2.10 2.20 1.80 0.43 0.65 1.60 0.55
Catatan
lap. air lap. air lap. air lap. air lap. air
(%) 12 22 20 10 20 70 22 18 22 49 47 100 100 100 100 100
S w
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI (“QUICK LOOK”) 6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Contoh grafik log-log
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 16 / 21 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI (“QUICK LOOK”)
Gambar 2. Rekaman Log pada skala Logaritmik
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
: 17 / 21 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI
NO : PF 15
LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI (“QUICK LOOK”)
Gambar 3. Mistar untuk problema pembagian biasa
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
: 18 / 21 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
(“QUICK LOOK”)
Gambar 4. Mistar untuk pembagian dengan pangkat 5/8
Manajemen Produksi Hulu
: 19 / 21 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
(“QUICK LOOK”)
Gambar 5. Rekapitulasi contoh metode cross plot φ terhadap
Manajemen Produksi Hulu
1 Rt
: 20 / 21 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI INTERPRETASI LOGGING SUMUR DI LOKASI UNTUK MENGHITUNG SATURASI
NO : PF 15 Halaman Revisi/Thn
(“QUICK LOOK”)
Gambar 6. Rekapitulasi contoh metode cross plot R xo terhadap Rt
Manajemen Produksi Hulu
: 21 / 21 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 17 : 2 / Juli 2003
Sebagai penutup modul modul yang dilengkapi perangkat lunak pendukung, modul ini dimaksudkan sebagai interpretasi lanjut ( advanced ) yang mensyaratkan bukan saja bahwa langkah langkah interpretasi lebih sederhana telah dilakukan, tetapi juga bahwa data tambahan dan informasi dari sumber lain cukup memadai.
1. UMUM
Logging merupakan sumber utama data bawah permukaan bagi data-data reservoir. Disamping kegunaannya untuk pengambilan keputusan dalam komplesi, juga berguna untuk pemetaan dan identifikasi litologi. Teknik-teknik yang akan dijelaskan berikut ini, terutama berguna bila tidak tersedia data litologi dari core dan sampel.
2. KOMBINASI LOG GAMMA RAY NEUTRON - DENSITY
Log gamma ray mengukur radiasi alami yang berasal dari formasi dan berfungsi utama sebagai log litologi. Log ini membantu membedakan shale (radioaktif tinggi) dengan pasir, karbonat dan anhidrit (radioaktif rendah). Log neutron merupakan peralatan resistivity yang digunakan untuk mengukur jumlah hidrogen dalam formasi, sedangkan log density digunakan untuk mengukur densitas neutron. Bila ketiga alat ini digunakan bersama-sama (kombinasi log Gamma Ray Neutron-Density), litologi dapat ditentukan. Gambar 1 adalah ilustrasi skematik dari respon log Gamma Ray Neutron-Density terhadap jenis batuan. Gambar 1 adalah contoh log Gamma Ray Neutron-Density melalui Ordovician Stony Mountain Shale dan formasi Red River di Richland County, Montana. Pada log ini dapat dilihat bahwa jenis batuan akan terkait dengan respon log. Gambar tersebut juga menunjukkan perubahan pada respon log dari batuan yang terisi minyak atau air dengan batuan yang terisi oleh gas. Sebagai metode quick look , dimana terdapat hanya beberapa litologi, cara ini dapat menentukan litologi dan memetakan fasies secara kasar. Tetapi, bila litologi telah mulai kompleks, diperlukan peralatan dan teknik logging yang lebih sesuai, misalnya plot M-N dan MID.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 17 : 2 / Juli 2003
Gambar 1. Contoh Penentuan Litologi dengan Kombinasi Log Gamma Ray Neutron-Density
3. PLOT LITOLOGI M - N
Plot M-N membutuhkan log sonik yang digabungkan dengan log neutron dan density. Log sonik adalah log porosity yang mengukur interval transit time. Interval transit time
(∆t )
ini adalah
kecepatan yang dibutuhkan oleh gelombang suara kompresional untuk melewati satu feet formasi bolak-balik. Log sonik, neutron dan density penting artinya untuk memperkirakan variable M dan N . Nilai M dan N tidak bergantung pada porositas matriks ( sucrosic dan intergranular ). Plot silang dari kedua variabel ini akan menghasilkan litologi yang lebih baik. Nilai M dan N dihitung dengan menggunakan persamaan:
M =
∆t f − ∆t
ρ b − ρ f
N = Manajemen Produksi Hulu
× 0.01
φ Nf
− φ N
ρ b
− ρ f
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 3 / 17 : 2 / Juli 2003
dimana : ∆t f =
∆t
waktu interval transit dari fluida (189 untuk fresh mud dan 185 untuk salt mud )
= waktu interval transit dari log
ρ t = densitas fluida (1.0 untuk fresh mud dan 1.1 untuk salt mud ) ρ b = densitas bulk formasi φ N = porositas neutron formasi dari log Compensated Neutron atau log Sidewall Neutron Porosity φ Nf = porositas neutron fluida (gunakan 1.0)
Bila digunakan parameter matriks ∆t ma , ρ ma , φ Nma (pada Tabel 1), maka nilai M dan N dapat ditentukan untuk berbagai jenis mineral (Tabel 2)
Tabel 1. Koefisien Matriks Batuan dan Fluida untuk Beberapa Mineral dan Tipe Porositas (Lubang Bor Terisi Cairan). ∆t ma
ρ ma
(φ SNP )ma
(φ CLN )ma
Sandstone (1) ( V ma =18,000) φ >10%
55.5
2.65
-0.035*
-0.05*
Sandstone (2) ( V ma =19,500) φ >10%
51.2
2.65
-0.035
-0.005
Limestone
47.5
2.71
0.0
0.0
Dolomite (1) ( φ = 5.5 hingga 30%)
43.5
2.87
0.035*
0.085*
Dolomite (2) ( φ = 1.5% - 5.5% & > 30%)
43.5
2.87
0.02*
0.065*
Dolomite (3) ( φ = 0.0 - 1.5)
43.2
2.87
0.005*
0.04*
Anhydrite
50.0
2.98
-0.005
-0.002
Gypsum
52.0
2.35
0.49**
Salt
67.0
2.03
0.04
* Nilai rata-rata
Manajemen Produksi Hulu
-0.01
** Berdasarkan pada perhitungan indeks hidrogen
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 4 / 17 : 2 / Juli 2003
Tabel 2. Nilai Konstanta M dan N , untuk Mineral Umum Fresh Mud ( ρ = 1)
Salt Mud ( ρ = 1.1)
M
N
M
N
Sandstone (1) ( V ma =18,000) φ >10%
.810
.628
.835
.669
Sandstone (2) ( V ma =19,500) φ >10%
.835
.628
.862
.669
Limestone
.827
.585
.854
.621
Dolomite (1) ( φ = 5.5 hingga 30%)
.778
.516
.800
.544
Dolomite (2) ( φ = 1.5% - 5.5% & > 30%)
.778
.524
.800
.554
Dolomite (3) ( φ = 0.0 - 1.5)
.778
.532
.800
.561
Anhydrite
.702
.505
.718
.532
Gypsum
1.015
.378
1.064
.408
1.269
1.032
Salt
Gambar 2 adalah contoh plot data dari Ordovician Red River zona C di Alpar Resources Federal 1-10, Richland Montana, pada kedalaman 11,870 – 11,900 feet. Pada track #2 dan #3, log neutron
ditunjukkan dengan garis putus-putus dan log density ditunjukkan oleh garis menerus. Data dari interval ini, digabungkan di dalam segitiga litologi M − N . Litologi ini diperoleh dari mineral bagian sudut : anhydrite, dolomite dan limestone. Pada Gambar 3, litologinya adalah anhydritic limey dolomite. Perhatikan bahwa dua titik data di atas garis dolomite-limestone, mengindikasikan adanya
porositas kedua (secondary porosity) dari vug dan/atau fracture.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 17 : 2 / Juli 2003
Gambar 2. Contoh Kombinasi Gamma Ray Log Neutron-Density, Menunjukkan Litologi
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
Gambar 3. Contoh Plot Silang M-N dari Data pada Gambar 2 pada Interval 11,870 – 11,900
Manajemen Produksi Hulu
: 6 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 7 / 17 : 2 / Juli 2003
4. PLOT LITOLOGI MID
Seperti halnya plot M-N , plot MID ( Matrix Identification) adalah sebuah teknik plot silang yang membantu mengidentifikasikan litologi, gas dan secondary porosity. Plot MID ini juga membutuhkan data dari log neutron, density dan sonic. Langkah pertama dalam membuat plot MID adalah menentukan nilai dari porositas total apparent ,
φ ta , dengan menggunakan log neutron-density yang bersesuaian dan ditentukan secara empiris dengan menggunakan plot silang neutron-sonic (chart CP-1 dan CP-2 Schlumberger , lihat PF 03) . Untuk plotting data diatas kurva sandstone pada chart-chart tersebut, porositas total apparent didefinisikan dengan proyeksi vertikal ke kurva sandstone. Selanjutnya, hitung waktu interval transit, t maa dan densitas batuan apparent , ρ maa :
ρ maa
t maa
=
t maa
=
=
ρ b
t − φ ta t f
1 − φ ta t − φ ta t f c
− φ ta ρ f
1 − φ ta , time average relationship
, field-observed relationship
dimana :
ρ b
= densitas batuan dari log density
t
= waktu interval transit dari log sonic
ρ f
= densitas fluida dalam pori
t f
= waktu transit fluida dalam pori
φ ta
= porositas totoal apparent
c
= konstanta (c ≈ 0.68) .
Porositas total apparent biasanya tidak sama untuk setiap persamaan. Untuk digunakan dalam persamaan t maa , nilainya ditentukan dari plot silang neutron-sonic (Chart CP-2). Untuk penggunaan dalam ρ maa , nilai porositas total apparent ditentukan dari plot silang neutron-density (Chart CP-1).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 17 : 2 / Juli 2003
Chart CP-14 (Gambar 4, lihat PF 04) dapat digunakan untuk memperoleh nilai ρ maa secara grafis dan untuk memperoleh nilai t maa menggunakan hubungan waktu transit terhadap porositas berdasarkan pengamatan di lapangan. Bagian kanan atas dari chart digunakan untuk menentukan waktu interval transit batuan, t maa . Bagian kiri bawah, untuk menentukan densitas apparent batuan, ρ maa .
Gambar 4. Penentuan Parameter Matriks Apparent dari Densitas Bulk atau Waktu Interval Transit dan Total Porositas Apparent . Densitas Fluida = 1 (CP-14).
Plot silang dari waktu interval transit batuan dan densitas apparent batuan pada plot MID akan mengidentifikasikan mineralogi batuan berdasarkan kedekatannya pada titik-titik pada plot yang telah di beri label. Pada chart CP-15, mineral matriks yang umum dijumpai ( quatrz, calcite, dolomite, anhydrite) telah diplot di dalamnya, seperti pada Gambar 5. Gabungan mineral akan di plot pada
lokasi diantara mineral-mineral murni yang saling bercampur. Kecenderungan litologi dapat dilihat dengan melakukan plot pada banyak level pada suatu zona dan melihat kecenderungan mengumpulnya titik-titik mineral pada chart.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
: 9 / 17 : 2 / Juli 2003
Kehadiran gas menggeser titik yang telah diplot ke arah kanan atas plot MID. Adanya secondary porosity akan menggeser titik ke arah berkurangnya nilai t maa , yaitu ke arah kiri. Untuk log SNP,
shale biasanya diplot pada bagian sebelah kanan anhydrite pada plot MID. Untuk log CNL, shale biasanya diplot pada bagian atas daerah titik anhydrite. Plot sulfur berada diluar plot, pada
t maa
≈ 122 dan
ρ maa
≈
2.02 . Arah dari titik sulfur dari grup quartz, calcite, dolomite, anhydrite, kira-
kira searah dengan pergeseran akibat kehadiran gas. Gipsum di plot pada bagian kiri bawah plot MID.
Gambar 5. Plot MID ( Matrix Identification)
Konsep plot MID ini serupa dengan plot M-N . Sebagai alternatif menghitung nilai M dan N , nilai
ρ maa dan t maa dapat ditentukan dengan menggunakan chart (Chart CP-14). Untuk memperoleh hasil yang lebih akurat, pembacaan log harus disesuaikan dan dikoreksi terhadap pengaruh lubang bor, dan lainnya.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 10 / 17 : 2 / Juli 2003
5. PLOT MID ρ maa vs U maa
Teknik plot silang lain yang digunakan untuk mengidentifikasikan litologi adalah dengan menggunakan data dari log Litho-Density. Plot ini menyilangkan matrix grain density, ρ maa , dan apparent matrix volumetric cross section, U maa (dalam satuan barns per sentimeter kubik). Apparent matrix grain density diperoleh dari dengan cara seperti telah dibahas pada bagian plot MID. Chart CP-
1 dan CP-14 digunakan untuk penentuan ini. Apparent matrix volumetric cross section dihitung dari indeks photoelectric cross section dan pengukuran densitas bulk
U maa
=
Pe ρ e
− φ ta
U f
1 − φ ta
dimana
Pe
= indeks photoelectric absorption cross section
ρ e
= densitas elektron ρ e =
φ ta
= porositas total apparent
ρ b
+
0.1883
1.0704
Porositas total apparent dapat diestimasikan dari plot silang density-neutron, bila formasi terisi fluida. Chart CP-20 digunakan untuk memperoleh hasil U maa secara grafis.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 11 / 17 : 2 / Juli 2003
Gambar 6. Plot Matrix Identification; ρ maa vs U maa (CP-20).
Tabel 3 adalah daftar indeks photoelectric absorption cross section, densitas bulk dan volumetric cross section untuk mineral dan fluida yang umum. Untuk mineral, nilai daftar adalah matrix value
( ρ ma , U ma ) ; untuk fluida, daftarnya adalah
ρ f , U f ) . Chart-21 menunjukkan lokasi mineral-mineral
pada plot silang ρ maa vs U maa . Segitiga menunjukkan tiga buah matriks yang umum, yaitu quartz, calcite dan dolomite, yang diskalakan berdasarkan persentasi mineral tersebut. Sebagai contoh, titik
yang berada pada apparent matrix grain density 2.76 gr/cm 2 dan volumetric cross section 10.2 barns/cm3, pada plot silang didefinisikan sebagai 40% calcite, 40% dolomite dan 20% quartz, sehingga tidak terdapat mineral lain dan pori-pori terisi fluida.
Pada plot silang ini, saturasi gas menggeser titik ke arah atas chart dan mineral berat menggeser titik ke arah kanan. Plot clay dan shale berada dibagian bawah titik dolomite.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 12 / 17 : 2 / Juli 2003
Tabel 3. Indeks Photoelectric Absorption Cross Section, Densitas Bulk dan Volumetric Cross Section untuk Mineral dan Fluida yang Umum
Pe
Sp.gr
ρ bLOG
U
Quartz
1.810
2.65
2.64
4.780
Calcite
5.080
2.71
2.71
13.800
Dolomite
3.140
2.85
2.85
9.000
Anhydrite
5.050
2.96
2.98
14.900
Halite
4.650
2.17
2.04
9.680
Siderite
14.700
3.94
3.89
55.900
Pyrite
17.000
5.00
4.99
82.100
Barite
267.000
4.48
4.09
1065.000
Water (fresh)
0.358
1.00
1.00
0.398
Water (100K ppm NaCl)
0.734
1.06
1.05
0.850
Water (200K ppm NaCl)
1.120
1.12
1.11
1.360
Oil (n(CH2))
0.119
ρ o
1.22 ρ o -0.118
0.136 ρ g
Gas (CH4)
0.095
ρ g
1.33 ρ g -0.188
0.119 ρ g
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Gambar 7. Plot Matrix Identification
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
: 13 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 16
PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
Halaman Revisi/Thn
: 14 / 17 : 2 / Juli 2003
6. PENENTUAN TIPE BATUAN DAN PEMETAAN FASIES
Untuk memperoleh hubungan antara respon dari log dan fasies karbonat, maka dilakukan analisa bawah permukaan terhadap batuan karbonat. Dalam hal ini Pickett (1977), Asquith (1979), dan Watney (1979; 1980) menggunakan crossplot untuk mengidentifikasi hubungan antara kedua hal
tersebut. Tabel 4 memperlihatkan daftar crossplot yang dipergunakan.
Tabel 4. Plot Silang Pengidentikasian Tipe Batuan Karbonat (after Pickett , 1977; Asquith, 1979; and Watney, 1979 and 1980). ∆t (interval transit time)
vs. φ N (neutron porosity)
ρ b (bulk density) vs. φ N (neutron porosity) ρ b (bulk density) vs.
∆t (interval transit time)
R t (deep resistivity) vs. φ N (neutron porosity) GR (gamma ray) vs. φ N (neutron porosity)†
Rt (deep resistivity) vs. φ s (sonic porosity) †Watney (1979 dan 1980) juga menggunakan log neutron dengan satuan hitungan/detik
Sekarang ini, crossplot digunakan untuk memperlihatkan hubungan log vs litologi hanya bila tersedia data petrografi dari core dan cutting sumur yang telah dipilih. Analisa ini sangat dibutuhkan untuk menampilan tipe batuan. Saat akan menampilan hubungan log/litologi, respon log dari sumur kontrol di- crossplot , kemudian area yang memperlihatkan kelompok-kelompok tipe batuan di tandai (Gambar 8) pada crossplot . Akhirnya, respon log dari sumur tanpa core ataupun cutting ditambahkan pada crossplot . Tipe batuan karbonat dan lingkungan pengendapan sumur dapat ditentukan dari pengelompokan crossplot tanpa analisa petrografi (Gambar 8) Pada Gambar 8, titik-titik hitam mewakili data sumur dimana dipergunakan analisa petrografi untuk menentukan tipe batuan karbonat dan lingkungan pengendapan. Titik-titik lainnya mewakili data sumur tanpa analisa petrografi, dan keberadaan titik-titik ini memperlihatkan tipe batuan dan lingkungan pengendapan dari sumur. Gambar 9 adalah hasil crossplot antara deep resistivity ( Rt ) dan sonic porosity (φ s ) yang melalui Lower Permian, B-zone Council Grove di Ochiltree County, Texas. Kelompok untuk ketiga tipe
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
: 15 / 17 : 2 / Juli 2003
batuan karbonat ( oolite grainstone, oolitic wackestone, dan argillaceous bioclastic wackestone) terindikasi dari analisa petrografi dari core dan cutting (titik putih). Titik hitam menunjukkan mewakili data sumur yang hanya menggunakan kontrol log. Gambar 10 adalah peta fasies dari zona-B Council Grove berdasarkan persentasi distribusi dari ketiga tipe batuan karbonat yang diperlihatkan
oleh crossplot antara resistivity dan sonic porosity (Gambar 9). Keuntungan penggunaan teknik crossplot log ini adalah kemampuan untuk memaksimalkan informasi yang tersedia. Core dan cutting dapat diperoleh tanpa harus menganalisa seluruh sumur. Hal ini akan sangat penting dalam hal pemetaan fasies bawah permukaan karena sulitnya memperoleh core dan cutting dari setiap sumur dalam satu area. Selain itu, kita dapat menghemat banyak waktu karena
analisa petrografi dai setiap sumur tidak begitu penting. Bagaimanapun, perlu ditekankan bahwa analisa petrografi terhadap core dan cutting dari sumur kontrol adalah langkah pertama untuk memperlihatkan kegunaan dari pengelompokan tipe batuan pada crossplot
Gambar 8. Contoh Plot Silang dari Log Formation Resistivity ( Rt , dalam contoh ini menggunakan Laterolog) vs Neutron Porosity ( φ N ) Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
Gambar 9. Contoh Plot Silang dari Log Formation Resistivity ( Rt , dalam contoh ini menggunakan Deep Induction) vs Sonic Porosity ( φ s )
Manajemen Produksi Hulu
: 16 / 17 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI PERSAMAAN PENENTUAN LITOLOGI
NO : PF 16 Halaman Revisi/Thn
: 17 / 17 : 2 / Juli 2003
Gambar 10. Contoh Peta Fasies dari Lower Permian Council Crove B-zone, Ochiltree County, Texas. Dibuat dari Plot Silang Data Gambar 9, after Asquith (1979).
7.
DAFTAR PUSTAKA
1. George Asquith with Charles Gibson, " AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic Well Log Analysis for Geologist ", The American Assiciation of Petrolum Geologists, 1982
2. Schlumberger, “ Log Interpretation Charts,” 1997 3. Schlumberger, " Log Interpretation Principles/Applications, 1989
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Hydraulic Flow Unit
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
:1/8 : 2 / Juli 2003
1. Pendahuluan Reservoir yang homogen sebetulnya suatu perkecualian atau asumsi saja, karena pada kenyataannya hampir setiap reservoir isinya heterogen dan dapat dibagi menjadi lapisan lapisan yang masing masing homogen (paling tidak dari sudut pandang operasional). Karakterisasi reservoir umumnya merupakan hasil kerja bersama antara ahli geologi dan reservoir. Kriteria pembagian atau pemilahan lapisan oleh ahli geologi biasanya didasarkan pada pengenalan facies yang mengidentifikasi batuan berdasarkan genesanya. Seringkali unit genesa yang didefinisikan oleh ahli geologi ini pas dengan kebutuhan operasional bagi ahli reservoir karena batas batas nya bersesuaian dengan perubahan drastis kelakuan hydrauliknya. Meskipun demikian hal ini tidak selalu terjadi sehingga diperlukan penajaman perhatian pada kelakuan hydraulik yang lebih rinci. Perlunya pemisahan pendekatan geologi dan engineering ini sudah dirasakan sekitar tahun 1980-an sejak konsep “hydraulic flow unit ” diperkenalkan. Flow unit didefinisikan sebagai suatu zona reservoir yang memiliki kemenerusan lateral, dimana didalamnya terkandung sifat geologi tentang aliran fluidanya konsisten dan berbeda dengan unit sekitarnya. Pada dasarnya yang memberi ciri aliran fluida pada batuan adalah besarnya “ pore-throat ”. Dengan demikian lebih spesifik lagi “ flow unit” dapat diartikan sebagai zona yang didominasi oleh jari-jari pore-throat yang relatif serba sama, sehingga menunjukkan kelakuan aliran fluida yang konsisten.
Mestinya flow unit dapat dicirikan dari kurva tekanan kapiler yang diukur pada contoh batuan inti atau pendekatan ( approximation) rasio permeabilitas / porositas pada batuan non-granular. Pada bagian reservoir yang airnya tidak ikut terproduksi ( water-free reservoir zone), penentuan flow unit dapat juga didasarkan pada perubahan drastis saturasi air irreducible yang mencerminkan perubahan drastis ukuran pore-throat -nya. Karena jarang tersedianya pengukuran tekanan kapiler dan data pore-throat , maka pemilahan flow unit seringkali didasarkan pada log talikawat ( wireline logs). Kandungan shale yang diukur dari log sinar Gamma atau log lain yang sensitif terhadap keberadaan shale umum dipakai sebagai panduan pada reservoir klastik, tetapi menjadi kurang berperan pada reservoir karbonat. Untuk itu biasanya faktor photoelectric dapat dipakai untuk memerikan unit limestone dan dolomit yang menjadi tumpuan pemilahan flow unit.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
Hydraulic Flow Unit
:2/8 : 2 / Juli 2003
2. Metode dan Persyaratan 2.1. Metode Persamaan Modifikasi Kozeny-Carmen dan Konsep Radius Hidrolik Rata-rata (Mean Hydraulic Radius) 2.2. Persyaratan Data core dan data log 3. Langkah Kerja dan Aplikasi 3.1. Langkah Kerja 3.1.1. Siapkan data permeabilitas (k ), porositas ( Φ), tekanan kapiler (P c) dan mineralogi 3.1.2. Periksa harga permeabilitas dan porositas dengan persamaan: 3.1.3. Konversi harga k air ke k ∞ k ∞ = A k air
3.1.4. Konversi harga Φt ke ΦC φ e φ e
= φ t − φ ∆C
= φ t (1 − S wi )
3.1.5. Konversi data ambient stress ke in-situ stress Y =
⎡
Y = EXP ⎢ − bs
⎢⎣
k k i
=
φ z φ zi
=
RQI RQI i
⎡ ⎛ ⎛ σ − σ i ⎞ ⎞⎤ ⎤ • ⎢1 − EXP⎜⎜ − ⎜ ⎟ ⎟⎟⎥ ⎥ c ⎠ ⎠⎥⎦ ⎥⎦ ⎢⎣ ⎝ ⎝
dimana b = stress sensitivity factor 3.1.6. Lakukan perhitungan terhadap Φ z, RQI, FZI dan Φ R φ z
Manajemen Produksi Hulu
=
φ 1 − φ
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
Hydraulic Flow Unit
k
RQI = 0.314
FZI =
φ R
=
φ
RQI
φ z φ 3
(1 − φ )2
3.1.7. Plot antara log RQI vs log Φ Z , log k vs log Φ R , log k/ Φ vs log Φ R FZI = RQI @ φ z
=1
k @ φ R
=1
FZI =
D FZI =
k
φ
@ φ z
4
=1
3.1.8. Tentukan jumlah unit yang mengerjakan aplikasi statistik berikut ini:
•
Histogram
•
Test for normality
•
Cluster analysis
•
Error analysis
3.1.9. Karakterisasi unit-unit hidrolik
•
Secara mineralogi dan secara tekstur
•
Sensitivitas tekanan
•
Pore throat geometry
•
Modified J-function
3.1.10. Tampilkan hubungan antara variabel diatas dengan FZI 3.1.11. Hitung k k = 1014(FZI )
3.1.12. Plot ulang log k vs Φ Manajemen Produksi Hulu
2
⎛ φ e3 ⎞ ⎜ ⎟ ⎜ (1 − φ )2 ⎟ e ⎝ ⎠
:3/8 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Hydraulic Flow Unit
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
:4/8 : 2 / Juli 2003
3.2. Aplikasi Aplikasi berikut ini adalah hasil eksekusi di Niger Delta, Afrika Barat. Gambar 3.1 memperlihatkan plot log k vs Φ untuk kumpulan data dari Niger Delta. Tujuh jenis HFU ditampilkan bersama-sama dengan interval core dengan menggunakan teknik sebelumnya. Seperti diteliti sebelumnya, hubungan permeabilitas-porositas di Niger Delta tidak linier dan dapat diprediksi. FZI berkisar antara 0.3 sampai 11 pada daerah ini. Variasi FZI pada batuan Niger Delta terlihat terkontrol secara mineralogi dan tekstur.
Gambar 3.1 Crosssplot antara Permeabilitas Klinkenberg dan porositas Pada Gambar 3.2 mencakup karakteristik pori secara geometri dan mencerminkan pengaruh atribut geologi (Gambar 3.3 sampai 3.5) pada kualitas HFU. Contohnya HFU 4 (FZI = 4.83) yang berbutir-halus, well-rounded dan butir pasir terdistribusi dengan baik, dengan kandungan Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Hydraulic Flow Unit
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
:5/8 : 2 / Juli 2003
lempung yang rendah (1% kaolonit) (Gambar 3.3), memiliki distribusi ukuran rongga pori sebagai berikut: makro = 83%, meso = 2% dan mikro 15%. Sebagai pembandingnya, HFU 5 (FZI = 3.7) dengan distribusi ukuran pori makro = 68%, meso = 5%, dan mikro = 27%, yang terdiri dari urutan yang terlapis-lapis, menyebar, dan berbutir halus, dengan kandungan lempung 5% kaolinit (Gambar 3.4). Kualitas HFU yang terburuk (FZI = 0.4), yang terdiri dari urutan batu-pasir terlapis-lapis, berbutir halus, well-rounded , terdistribusi dengan baik, memiliki kandungan lempung yang tinggi (12% kaolinit dan klorit) (Gambar 3.5) dan distribusi ukuran rongga pori makro = 22%, meso 29%, dan mikro = 49%.
Gambar 3.2 Distribusi rata-rata ukuran rongga pori untuk berbagai harga HFU
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Hydraulic Flow Unit
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
:6/8 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.3 HFU 4, batu-pasir berbutir baik, Kandungan Lempung = 1% (Niger Delta, Afrika Barat)
Gambar 3.4 HFU 5, batu-pasir berbutir halus, berlapis, butir tersebar, Lempung = 5% (Niger Delta, Afrika Barat)
Gambar 3.5 HFU 6, batu-pasir berbutir halus, berlapis, Kandungan Lempung = 12% (Niger Delta, Afrika Barat) Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Hydraulic Flow Unit
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
:7/8 : 2 / Juli 2003
4. Daftar Pustaka 1. J. O. Amaefule, M. Altunbay, D. Tiab, D. G. Kersey dan D. K. Keelan: “Enhanced Reservoir Description:Using Core and Log Data to Identify Hydraulic Flow Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells”, SPE 26436, 1993 2. Trikoranto, Herutama: “The Use of Neural Networks, Seismic Attributes, and Hydraulic Flow Unit Concept for Estimating Permeability:A Case Study”, Dissertation, Texas A&M university, August 2002
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Hydraulic Flow Unit
5. Daftar Simbol bs
=
faktor sensitivitas tekanan
c
=
konstanta tekanan kritis (2000 – 4000 psi)
F s
=
shape factor
2 F sτ
=
konstanta Kozeny
k
=
permeabilitas (µm2)
r
=
radius rongga pori ( µm)
r mh
=
mean hydraulic radius (µm)
RQI
=
Reservoir Quality Index ( µm)
σ
=
tekanan overburden (psi)
σ i
=
tekanan overburden initial (psi)
S gv
=
surface area per unit grain volume ( µm-1)
S w
=
saturasi air (volume pori fraksional)
S wr
=
saturasi air irreducible (volume pori fraksional)
Φe
=
porositas efektif (fraksi volume bulk)
Φ R
=
indeks porositas tereduksi
Φ z
=
rasio volume pori terhadap butiran
τ
=
tortuosity
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 17 Halaman Revisi/Thn
:8/8 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
1.
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 1/ 22 : 2 / Juli 2003
TUJUAN Borehole-image merupakan pendekatan yang dilakukan untuk menentukan net-pay pada lingkungan
pengendapan fluvial dan turbidit. Dengan adanya tampilan sedimentasi, maka akan dapat ditentukan geometri reservoir yang paling penting dan parameter petrofisis reservoir. Interpretasi data sedimentary dip dari gambar akan memberikan pengertian tentang struktur sedimentasi. Informasi
geologis dari FMI (Fullbore Formation MicroImager) akan memberikan model stokastik dari distribusi batu-pasir – serpih. OBMI (Oil-Base MicroImager) merupakan peralatan imaging yang memperluas microresistivity imaging ke dalam lingkungan sistem lumpur yang tidak konduktif dan invert-emulsion. UBI (Ultrasonic Borehole Imager) menampilkan transducer dengan resolusi tinggi
yang akan memberikan gambaran akustik yang pasti pada lubang-terbuka bahkan pada lumpur yang oil-base.
2. METODE DAN PERSYARATAN 2.1. Metode 2.1.1. Fullbore Formation MicroImager (FMI) 2.1.2. Oil-Base MicroImager (OBMI) 2.1.3. Ultrasonic Borehole Imager (UBI) 2.2. Persyaratan Rekaman log pada lubang terbuka (open hole) 3.
APLIKASI 3.1. FMI (Fullbore Formation MicroImager) 3.1.1. Menentukan net pay Penentuan zona batu-pasir dan serpih dengan menentukan cutoff pada log kurva resistivitas rata-rata (pengukuran FMI). Pada Gambar 3.1, interval resistivitas 0.5 - 2.5 (ohm-m) adalah serpih dan interval resistivitas 2.5 – 5.5 (ohm-m) adalah batu-pasir. 3.1.2. Interpretasi struktur sedimentasi Interpretasi data
dip
image-derived
sedimentary (Gambar
memberikan pemahaman struktur lingkungan pengendapan.
Manajemen Produksi Hulu
3.2)
yang
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 2/ 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.1 Menentukan net pay 3.1.3. Interpretasi arah permeabilitas fracture (rekahan) Prinsip azimuth stress diperoleh dari analisa image lubang sumur, menggambarkan arah permeabilitas maksimum di dalam rekahan reservoir. Rekahan yang di set sejajar dengan stress horizontal maksimum mendominasi arah permeabilitas rekahan. Stylolite yang tampak hitam pada FMI log, dengan corak yang tidak beraturan di tengah image ke kanan merupakan permeabilitas vertical barrier (Gambar 3.3).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
Gambar 3.2 Interpretasi struktur sedimentasi
Gambar 3.3 Interpretasi arah permeabilitas fracture (rekahan) Manajemen Produksi Hulu
: 3/ 22 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 4/ 22 : 2 / Juli 2003
3.1.4. Interpretasi Struktur Geologi Interpretasi perlapisan (bedding dip) untuk mendapatkan log ketebalan stratigrafi yang akurat (Gambar 3.4).
Gambar 3.4 Interpretasi Struktur Geologi 3.2. OBMI (Oil-Base MicroImager) 3.2.1. Resolusi dip dan struktur yang sangat baik Pada Gambar 3.5, dapat dilihat perbedaan tampilan antara OBMI dan OBDT (Oil-Base Dipmeter Tool) log, dimana tampilan OBMI tampak sangat baik untuk dip yang rumit dan terstruktur. Pada formasi batu-lempung yang mempunyai perbedaan resistivitas yang sangat
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 5/ 22 : 2 / Juli 2003
kecil, dalam perhitungan dip biasanya akan ditemukan beberapa kesalahan sehingga perlu dilakukan secara manual.
Gambar 3.5 Perbandingan tampilan OBMI dan OBDT log
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 6/ 22 : 2 / Juli 2003
3.2.2. Perairan-dalam Pada perairan-dalam, tampilan OBMI akan menghasilkan interval core yang akurat. Perubahan core dip yang tiba-tiba, sebelumnya diperkirakan karena coring induced , merupakan tampilan yang alami (Gambar 3.7). Dengan OBMI, analisa stratigrafi dapat diperluas melalui interval core. Data OBMI R xo (Gambar 3.6) terkorelasi dengan baik dengan informasi ukuran-butir dati sidewall core. Hasil perhitungan selang produksi (net pay) meningkat sebesar lebih dari 50 ft dibandingkan dengan analisa log yang konvensional.
Gambar 3.6 Tampilan OBMI dan perhitungan R xo secara kuantitatif Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 7/ 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.7 Perubahan dip pada kedalaman XXX36.5 ft 3.2.3. Pengetahuan terhadap latar kompleks secara terstruktur Pada Gambar 3.8 dapat dilihat tampilan pilot hole untuk sumur horizontal pada poorlybedded-reef-buildup. Pemboran lateral direncanakan mengikuti axis panjang dari reservoir
untuk memaksimalkan interval produksi. Dari OBMI, struktur dip dapat diungkapkan dengan jelas (Gambar 3.9), menegaskan bahwa reservoir telah terpenetrasi pada lokasi yang direncanakan. Tampilan ini juga menegaskan keberadaan ketegaklurusan rekahan terhadao pemboran lateral yang telah direncanakan, dimana hal ini merupakan faktor kritis untuk memaksimalisasi produktivitas. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
Gambar 3.8 Tampilan pilot hole untuk sumur horizontal pada poorly- bedded-reef-buildup
Manajemen Produksi Hulu
: 8/ 22 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 9/ 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.9 Dip struktur
3.3. UBI (Ultrasonic Borehole Imager) 3.3.1. Deteksi rekahan Peralatan UBI sesuai untuk aplikasi dalam mendapatkan data televiewer pada pada lubang sumur terbuka karena akan sangat dibutuhkan dalam evaluasi rekahan. UBI , bersama-sama dengan plot cross-sectional, juga dapat mendeteksi shear-sliding yang berhubungan dengan bidang rekahan, yang nantinya akan memberikan bukti kuat dari tekanan tektonik yang tidak seimbang dan rekahan terbuka. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 10/ 22 : 2 / Juli 2003
3.3.2. Peningkatan analisa rekahan pada oil-base mud Instrumen OBMI disiapkan untuk analisa dip struktur dan analisa stratigrafi pada sistem oil-base mud , serta mendeteksi rekahan, sementara UBI akan sangat berguna untuk
karakterisasi rekahan lebih lanjut. Karena oil-base mud mempunyai sifat resistivitas terhadap listrik, rekahan-terbuka (open fracture) dan rekahan-tertutup (cemented fracture) akan terlihat sama dalam tampilan OBMI. Dalam hal ini instrumen UBI akan sangat membantu karena UBI hanya akan memberikan respon terhadap rekahan-terbuka. Instrumen ini juga lebih sensitif dibandingkan OBMI untuk rekahan dengan dip yang berubah tajam terhadap lubang bor. 3.3.3. Kestabilan lubang bor dan analisa tekanan Masalah kestabilan lubang bor berhubungan dengan pipa terjepit, kehilangan waktu dan juga kehilangan bagian dari sumur, yang pada akhirnya akan meningkatkan biaya pemboran. Radius UBI dan analisa cross-sectional akan memberikan keterangan yang akurat mengenai bentuk lubang bor, memberikan analisa masalah yang detil dan jelas. 3.3.4. Keyhole Wear Pada sumur miring, pipa pemboran yang sedang berputar akan selalu “menyentuh” dinding lubang pada saat perubahan kemiringan, dan menghasilkan bentuk keyhole. Gambar 3.10 adalah bentuk yang dimaksud. Pada Gambar 3.11, dapat dilihat tampilan cerah dan gelap, dimana bagian yang gelap adalah bagian yang “tersentuh” dari lubang bor, atau arah K pada Gambar 3.10. Plot cross-sectional dapat digunakan untuk mendiagnosa anomali di lubang bor secara otomatis, termasuk keyhole dengan ketebalan dan arahnya.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
Gambar 3.10 Plot cross-sectional dari keyhole
Gambar 3.11 Tampilan UBI untuk keyhole Manajemen Produksi Hulu
: 11/ 22 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 12/ 22 : 2 / Juli 2003
3.3.5. Breakouts Pada formasi, jarang terjadi tekanan horizontal yang seragam. Tekanan selalu kompresif dan arah tekanan di satu tempat biasanya lebih besar dibandingkan tempat lain karena adanya gaya tektonik dan patahan. Pemboran yang dilakukan pada formasi dengan tekanan horizontal yang tidak seragam akan menyebabkan pemindahan medium silinder dari material yang sebelumnya menahan gaya kompresif ini. Tanpa medium ini, formasi di sekitar sumur akan mengalami penambahan tekanan secara terus menerus. Jika tekanan horizontal maksimum berada pada arah barat-utara dan timur-selatan, formasi yang berada di daerah ini akan mengalami tekanan kompresif tangensial yang lebih tinggi dari sebelumnya, tapi masih dalam batas arah itu saja. Tekanan yang meningkat ini akan cukup untuk menyebabkan compressive failure, fragmen batuan akan break-off dan sumur akan mengalami caving (Gambar 3.12). Perluasan arah yang berbentuk oval ini disebut dengan Breakouts. Pada Gambar 3.13 dapat dilihat bentuk plot cross sectional dari breakouts ini.
Gambar 3.12 Tampilan UBI untuk sumur yang mengalami breakouts
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 13/ 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.13 Plot cross sectional untuk sumur yang mengalami breakouts 3.3.6. Shear-sliding Pada Gambar 3.14 dapat dilihat tampilan yang mengindikasikan terjadinya shear sliding. Lebih jelas lagi pada Gambar 3.15, yaitu plot cross sectional dari shear sliding, dimana perluasan seperti yang terjadi pada proses breakout dan penyempitan lubang bor terjadi bersama-sama. Ketika pemboran dilakukan melalui rekahan, lumpur pemboran akan menginvasi rekahan sehingga tekanan hidrostatis lumpur akan terjadi di sekitar permukaan rekahan. Jika tekanan hidrostatis ini lebih besar daripada tekanan fluida formasi—biasanya untuk menghindari terjadinya blowout —maka tekanan closing rekahan akan berkurang, dan kemudian mengurangi gesekan antara permukaan rekahan. Formasi yang berlawanan arah dengan rekahan kemudian akan mengalami slip (Gambar 3.16).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 14/ 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.14 Tampilan UBI untuk sumur yang mengalami shear sliding
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 15/ 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.15 Plot cross sectional untuk sumur yang mengalami shear sliding
Gambar 3.16 Variasi mekanisme slippage sepanjang permukaan rekahan Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 16/ 22 : 2 / Juli 2003
Proses slipping ini biasanya terjadi setelah mata bor menembus rekahan yang kemudian akan membuat lumpur memasuki rekahan. Apabila displacement pada formasi dan lubang sumur menjadi sangat signifikan, sticking akan mungkin terjadi terhadap matabor, peralatan bawah permukaan dan pipa (Gambar 3.17). Displacement diindikasikan oleh garis melintang hitam. Tampilan plot cross sectional dari displacement ini dapat dilihat pada Gambar 3.18.
Gambar 3.17 Displacement pada lubang sumur Terkadang garis melintang hitam ini tidak kontiniu, tetapi dalam interpretasinya sering ditemukan ketidakpastian.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 17/ 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.18 Plot cross sectional untuk sumur yang mengalami dsplacement 3.3.7. Shale alteration Batu-serpih akan terhidrasi dan mengembang jika terjadi kontak dengan lumpur waterbase. Peristiwa ini kemudian akan diikuti dengan terjadinya collapse di lubang sumur
menyebabkan washout . Pada tampilan UBI, perubahan (alteration) ini biasanya diindikasikan dengan dinding lubang sumur yang sangat kasar. Efek ini biasanya terjadi pada batu-serpih-lembut (soft shale), khususnya yang mengandung smectite. 3.3.8. Penentuan tekanan horizontal Instrumen UBI mengukur terjadinya displacement sepanjang bidang rekahan yang merupakan fungsi dari tekanan. Jika displacement terjadi pada dua bidang rekahan dengan arah yang berbeda, maka arah tekanan dan rasio tekanan horizontal maksimum ke minimum dapat ditentukan. Rasio tekanan bahkan juga dapat diperoleh dari displacement yang terjadi pada rekahan-tunggal jika arah tekanan horizontal maksimum diketahui (contohnya dari arah breakout ). Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 18/ 22 : 2 / Juli 2003
4. DAFTAR PUSTAKA 4.1. FMI, Borehole geology, geomechanics and 3D reservoir modelling, Schlumberger, 2002. 4.2. UBI, Advanced borehole imaging independent of mud type, Schlumberger, 2002 4.3. OBMI, Borehole imaging in oil-base mud , Schlumberger, 2001
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 19/ 22 : 2 / Juli 2003
5. Lampiran 5.1. Latar belakang 5.1.1.FMI (Fullbore Formation MicroImager) Lapisan pasir tipis yang pada awalnya tidak ekonomis (karena konvensional log tidak dapat menunjukkan crossover kurva density dan neutron), saat ini dapat diproduksi setelah FMI logs membantu mengidentifikasi interval lapisan tersebut. Analisa image log FMI membantu mengidentifikasi banyak lensa batu-pasir tipis dengan resistivitas rendah. Adapun keuntungan lain yang bisa didapatkan dari penggunaan alat ini adalah interpretasi formasi secara akurat, mendapatkan gambaran detail reservoir, membantu pengambilan keputusan yang tepat dalam rangka komplesi dan produksi sumur, mampu menyediakan data pada lingkungan sulit seperti sumur horizontal dan sumur berdeviasi/bersudut, menghemat biaya dan waktu dengan hasil interpretasi lengkap yang didapatkan. 5.1.2.OBMI (Oil-Base MicroImager) Peningkatan penggunaan lumpur sintetis dan oil-base untuk membatasi resiko pemboran dan juga peningkatan efisiensi menimbulkan banyak tantangan terhadap formation imaging. Bahkan lapisan tipis dari lumpur tidak-konduktif, yang sifatnya tak tembus cahaya, mencegah imager mikroresistivitas yang konvensional untuk mengukur parameter formasi. Hal ini akan jauh lebih rumit lagi dengan hadirnya mud-cake yang tidak-konduktif atau juga filtrat lumpur. Lumpur oil-base dapat digantikan dengan yang water-base pada batas yang bisa diperhitungkan, tetapi tidak menjamin pengukuran akan memungkinkan. Kebutuhan akan image dari lingkungan yang sangat sulit inilah yang kemudian mendasari pendekatan dan pengembangan alat ini. 5.1.3.UBI (Ultrasonic Borehole Imager) Instrumen ini mempunyai transducer resolusi tinggi yang akan menampilkan tampilan akustik yang lebih baik dari lubang sumur yang terbuka, bahkan pada lumpur oil-base, juga sangat ideal dalam perhitungan geometri internal dari casing.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 20/ 22 : 2 / Juli 2003
5.2. Spesifikasi Alat 5.2.1.FMI (Fullbore Formation MicroImager) Spesifikasi FMI Aplikasi
Struktur geologi, stratigrafi (perlapisan batuan), analisa reservoir, heterogenitas, gambaran/distribusi shale
Resolusi Vertikal
0.2 in. dengan gambar yang tampak hingga 50-mikron
Resolusi Azimuthal
0.2 in. dengan gambar yang tampak hingga 50-mikron
Measuring electrodes
192
Pads and flaps
8
Cakupan
80% dalam 8-in. lubang sumur (fullbore image mode)
Tekanan Maksimum
20,000 psi
Temperatur Maksimum
350°F [175°C]
Diameter Lubang Sumur Minimum
5 7/8 in.
Maksimum
21 in.
Deviasi Lubang Maksimum
90°
Kecepatan Logging Fullbore image mode
1,800 ft/jam dengan real-time processed image
Four-pad mode
3,600 ft/jam dengan real-time processed image
Dipmeter mode
5,400 ft/jam dengan real-time dip processing
Inclinometer mode
10,000 ft/jam
Resistivity Maksimum Lumpur
50 ohm-m
FMI tool Diameter Maksimum
5 in.
Panjang Makeup
24.4 ft
Panjang Makeup dengan flex joint 26.4 ft Berat di udara
433.7 lbm
Panjang jika terkompressi (TLC
12,000 lbf (safety factor of 2)
Tekanan Maksimum pad
44 lbf
Combinability
Dapat dikombinasikan dengan wireline openhole
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 21/ 22 : 2 / Juli 2003
5.2.2.OBMI (Oil-Base MicroImager) Spesifikasi OBMI
Aplikasi
Analisa struktural, analisa stratigrafi, analisa core, analisa permeabilitas, perhitungan net-pay dengan resolusi tinggi, penempatan sampel dan uji formasi, deteksi tampilan drilling-induced
Resolusi efektif
1.2 in.
Cakupan
32% dalam 8-in. lubang sumur (fullbore image mode)
Tekanan Maksimum
20,000 psi
Temperatur Maksimum
320°F [160°C]
Diameter Lubang Sumur Rekomendasi ukuran lubang
7 - 16 in.
Kecepatan Logging Kecepatan maksimum
3,600 ft/jam
OBMI tool OD maksimum
5.75 in.
Panjang
17 ft.
Berat di udara
310 lbm.
Kaliper maksimum
17.5 in.
Ukuran tombol efektif
0.4 in.
Kedalaman investigasi
3.5 in.
Conveyance
Wireline atau sistem TLC* Tough Logging Conditions
Combinability
Atas dan bawah
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Borehole Image
NO : PF 18 Halaman Revisi/Thn
: 22/ 22 : 2 / Juli 2003
5.2.3.UBI (Ultrasonic Borehole Imager) Spesifikasi UBI
Aplikasi
Resolusi (aproksimasi)
Interpretasi dan imaging lubang sumur, analisa struktur dip, analisa dan identifikasi rekahan, evaluasi kestabilan lubang sumur, perhitungan volum semen dan jari-jari lubang sumur, analisa otomatis bentuk-lubang. 0.4 in. dengan 250-kHz frekwensi operasi 0.2 in. dengan 500-kHz frekwensi operasi
Tekanan Maksimum
20,000 psi
Temperatur Maksimum
350°F [175°C]
Diameter Lubang Sumur Minimum
5 1/2 in.
Maksimum
12 1/2 in.
Kecepatan Logging 0.4-in vertical sampling rate
800 ft/jam
0.2-in vertical sampling rate
400 ft/jam
1-in vertical sampling rate
2100 ft/jam
UBI tool Diameter (bervariasi tergantung subassembly)
3.6 sampai 112 in.
Panjang (hanya sonde dan cartridge)
248 in.
Berat sonde di udara (bervariasi tergantung transducer subassembly)
188 sampai 210 lbm
Berat cartridge di udara (bervariasi tergantung transducer subassembly)
153 lbm
Berat lumpur maksimum Lumpur water-base
15 lbm/gal
Lumpur oil-base
11.6 lbm/gal
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 1/24 : 2 / Juli 2003
1. Tujuan Tujuan : Evaluasi hasil penyemenan. 2. Metoda dan persyaratan 2.1
Metoda Metoda grafis
2.2
Persyaratan Rekaman log pada lubang tertutup ( cased hole)
3. Langkah Kerja 3.1 Metoda I 1. Siapkan data rekaman log CBL-VDL. 2. Baca rekaman log. Tentukan 100% semen yang merupakan harga amplitudo paling kecil (tidak terpengaruh oleh collar). Bila tidak ada maka teknik ini tidak dapat digunakan. Ketidakhadiran 100% ini mengindikasikan adanya microannulus atau channeling. 3. Tentukan 0% semen, merupakan harga amplitudo pada free casing. (Apabila tidak ada maka boleh ditanyakan pada pabrik pembuatnya, biasanya amplitudo > 45 mV). 4. Plot pada kertas semi-log (Gambar 6.14), langkah 2 dan langkah 3 (absis adalah % semen merupakan sumbu linier dan ordinat adalah amplitudo merupakan sumbu logaritma). 5. Untuk keperluan isolasi suatu zona, dibutuhkan 80% semen pada panjang minimum tertentu sesuai dengan ukuran casingnya. Tentukan harga amplitudo 80% semen dengan menarik garis vertikal dari absis 80% memotong grafik (Gambar 6.14) dan dari titik potong ini tarik garis horizontal ke sumbu ordinat dan baca harga amplitudonya. 6. Baca grafik Gambar 6.15, tentukan panjang vertikal minimum yang harus diisi 80% semen. Apabila ternyata pada rekaman log ditemukan panjang yang kurang dari hasil pembacaan, maka perlu dilakukan squeeze cementing (penyemenan tahap kedua). Bila perekahan hidrolik dilakukan, maka panjang minimum yang didapatkan dari grafik Gambar 6.15 harus dikalikan tiga. Contoh Perhitungan: 1. Data pendukung: ukuran diameter luar casing 7 in. data rekaman log CBL-VDL Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 2/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.1 Data Rekaman log CBL VDL (Metode I) 2. Baca rekaman log tersebut dan menentukan harga amplitudo yang paling kecil dan tidak terpengaruh oleh collar adalah titik A kedalaman 11490 ft dengan amplitudo 0.8 mV . Titik ini merupakan 100% semen, selanjutnya di plot pada kertas semilog (Gambar 6.14). 3. Baca kembali rekaman log untuk 0% semen ( free casing), titik ini pada kedalaman 9910 ft dengan amplitudo 87 mV. Harga ini di plot pada kertas semilog (Gambar 6.14). 4. Penentuan zona isolasi yang membutuhkan 80% semen. Tarik garis vertikal dari absis 80% memotong plot garis langkah 2 dan langkah 3. Dari titik potong ini tarik garis horizontal ke sumbu ordinat dan terbaca harga amplitudo 2 mV. 5. Dari grafik Gambar 6.15, untuk ukuran diameter casing 7 in, maka diperoleh panjang minimum yang harus diisi oleh 80% semen adalah 10 ft. Pada rekaman log setelah ditarik garis cutoff amplitudo 80% semen, tidak terdapat panjang melebihi 10 ft yang tidak terisi semen, maka tidak perlu dilakukan penyemenan tahap ke dua. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 3/24 : 2 / Juli 2003
3.2 Metoda II 1. Siapkan data ukuran casing, berat casing, compressive strength semen dan hasil rekaman log. 2. Tentukan amplitudo 100% semen dari Gambar 6.16. -
Dari data compressive strength tarik garis memotong ketebalan casing menuju titik signal attenuation.
-
Dari titik ini tarik garis horizontal memotong suatu titik di garis ukuran casing.
-
Dari titik ini tarik garis sejajar garis amplitudo dan baca harganya.
3. Tentukan amplitudo 0% (free casing) dari Tabel 1, dengan menggunakan data casing. -
Tentukan travel time pada data ID casing dari Tabel 1.
-
Tentukan travel time actual dari rekaman log, jika hampir sama dengan travel time pada Tabel 1, maka amplitudo pada Tabel 1 dapat dipakai pada persamaan (1).
4. Tentukan amplitudo 80%, dengan menggunakan persamaan:
A80
=
10
[log A100 + 0.2 (log AFP −log A100 )]
............................................. (1)
5. Buat cutoff A80 , baca rekaman log, tentukan panjang zona minyak yang akan diisolasi. Jika tidak cukup terdapat semen, lakukan squeeze. Contoh Perhitungan 1. Data pendukung: ukuran diameter luar casing, 9 5 8 in berat casing, 47 /ft compressive strength semen, 3000 psi
hasil rekaman CBL-VDL
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 4/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.2 Data Rekaman log CBL VDL (Metode II) 2. Penentuan amplitudo 100 ( A100 ) dari chart Gambar 6.16 adalah 2.5 mV . 3. Dari Tabel 1. travel time yang diperkirakan pada ukuran casing yang digunakan adalah 311
s . Travel time actual dari data log adalah 309
s . Maka dari Tabel 1. harga amplitudo 0%
semen ( AFP ) adalah 52 mV. 4. Amplitudo 80% semen ( A80 )
A80 = 10 [log 2.5
+
0.2 ( log 52 − log 2.5 )]
= 4.6 mV ................................... (2)
5. Dari Gambar 6.15, panjang minimum yang diperlukan yang diperlukan untuk isolasi zona (80%) semen adalah 15 ft. Dari rekaman CBL-VDL terlihat bahwa untuk isolasi zona tidak cukup terdapat semen, sehingga harus dilakukan squeeze. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 5/24 : 2 / Juli 2003
3.3 Metoda III Jika sekeliling pipa/casing diselimuti paling sedikit 75% semen, maka terdapat hubungan amplitudo dan compressive strength cement seperti yang ditampilkan pada Gambar 6.17. Metoda
ini valid untuk alat yang dikalibrasi pada fresh water, namun berdasarkan eksperimen lapangan untuk fluida lain dapat digunakan faktor koreksi pada Gambar 6.18. 1. Siapkan data diameter dan ketebalan casing, compressive strength cement rekaman log CBL. 2. Tarik garis horizontal dari sumbu ketebalan pipa memotong kurva compressive strength semen. Dari titik ini tarik garis vertikal ke atas memotong kurva bonded pipe pada ukuran casing, kemudian tarik garis horizontal menuju absis 100% semen, grafik % semen ( pipe circumference bonded ) vs amplitudo CBL. Titik ini merupakan bonded pipe/100% semen
(BP). 3. Tarik garis vertikal ke bawah pada ukuran casing memotong kurva free pipe (0% semen). Dari titik ini tarik garis horizontal menuju absis 0% semen, grafik % semen ( pipe circumference bonded ) vs amplitudo CBL. Titik ini merupakan free pipe/0% semen (FP).
4. Tarik garis dari titik FP dan BP. 5. Tentukan amplitudo CBL paling kecil dari rekaman log, yang tidak terpengaruh oleh collar. 6. Tarik garis horizontal memotong garis FP dan BP, dari titik ini tarik garis vertikal ke bawah, dan baca harga % semen. Contoh Perhitungan: 1.
Data pendukung :
diameter luar casing 7 in ketebalan casing/pipa 8 mm compressive strength cement 2000 psi
rekaman log CBL-VDL
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 6/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.3 Data Rekaman log CBL VDL (Metode III) 2. Tarik garis horizontal (Gambar 6.17) dari sumbu ketebalan pipa memotong kurva compressive strength semen 2000 psi. Dari titik ini ditarik garis vertikal ke atas memotong
kurva bonded pipe pada ukuran casing 7 in, kemudian tarik garis horizontal menuju absis 100% semen (BP), dibaca harga amplitudo CBL 1.8 mV. 3. Tarik garis vertikal ke bawah pada ukuran diameter luar casing 7 in, memotong kurva free pipe (0% semen). Dari titik ini tarik garis horizontal menuju absis 0% semen (FP), dibaca
harga amplitudo CBL 60 mV. 4. Tarik garis dari titik FP dan BP. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 7/24 : 2 / Juli 2003
5. Amplitudo CBL paling kecil dari rekaman log CBL-VDL, yang tidak terpengaruh oleh collar adalah 7 mV. 6. Tarik garis horizontal amplitudo 7 mV memotong garis FP dan BP, dari titik ini tarik garis vertikal ke bawah, dan terbaca harga 60% semen. 4. Daftar Pustaka 1. Bigelow, E.L. : “A Practical Approach To The Interpretation Of Cement Bond Logs ”, Journal of Petroleum Technology, Richardson - Texas, July 1985. 2. Bihn, G.C.: “ An Introduction To Cement Bond Evaluation”, Atlantic Richfield Indonesia Inc. 3. Fitzgerald, D.D., McGhee, B.F., dan McGuire, J. A. : “Guidelines For 90% Accuracy In Zone Isolation Decision”, Journal of Petroleum Technology, Richardson - Texas, November 1985.
4. Schlumberger :
“Cased Hole Log Interpretation Principles/Applications ”, fourth printing,
Houston-Texas., 1997. 5. Website Schlumberger 5. Daftar Simbol
A80
= Amplitudo 80% semen, mV
A100 = Amplitudo 100% semen, mV AFP = Amplitudo Free Casing (0% semen), mV 6. Lampiran 6.1 Latar Belakang Bagian utama alat ini adalah transmitter (pemancar), yang bekerja berganti-ganti antara on dan of seperti switch pada kecepatan tertentu, menyebabkan suatu klep bervibrasi menghasilkan gelombang kompresi elastis. Gelombang vibrasi ini akan merambat seperti gelombang bunyi/akustik secara spherical (bola) ke segala arah, setelah melewati fluida sumur, menumbuk casing. Sebagian kecil energinya akan dipantulkan kembali oleh casing dan sebagian yang lainnya akan diteruskan melewati casing, semen dan formasi. Semua material yang ada di sekeliling transmitter akan bergetar dilewati gelombang akustik dalam bentuk gelombang yang elastis. Material ini mempengaruhi kecepatan gelombang, amplitudo dan frekwensi dari gelombang tersebut, setelah melewati lumpur bor, casing, semen, Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 8/24 : 2 / Juli 2003
formasi dan kembali ke receiver, gelombang ini akan mengalami perubahan, membentuk tipe gelombang shear dalam material padat dan mengalami pengurangan amplitudo. Tipe gelombang shear merambat lebih lambat daripada gelombang kompresi dan tidak dapat merambat melewati
fluida. Gelombang akustik termasuk keduanya, yaitu: gelombang kompresi dan gelombang shear . Gelombang kompresi yang berupa energi mekanik dari transmitter akan ditransformasikan ke dalam bentuk energi akustik selama transmisinya menuju receiver . Amplitudo dan waktu kedatangannya di receiver akan direkam dan selanjutnya digunakan untuk evaluasi hasil penyemenan. Dari referensi SPE 16817 Bila amplitudo mempunyai harga lebih besar dari 50 mV, maka interpretasi ikatan semen adalah jelek (sangat sedikit semen atau bahkan tidak ada sama sekali). Bila amplitudo mempunyai harga lebih kecil dari 5 mV, maka ikatan yang ditunjukkan adalah baik. Pada gambar berikut menerangkan hal tersebut.
Gambar 6.1 Interpretasi ikatan Semen Cement Bond Logs (CBL) melakukan tiga pengukuran dan merekamnya secara s imultan ke dalam
kertas log, yaitu: pengukuran travel time (lama waktu perambatan gelombang), amplitudo sinyal casing dan tampilan atau display spectrum energy (tipe Variable Density Log-VDL dan Full Waveform Signature/Wave Train).
a.
Travel time Travel time adalah total waktu yang diperlukan energi akustik yang dipancarkan dari transmiter melewati fluida casing, casing, kembali ke fluida casing dan masuk ke receiver .
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 9/24 : 2 / Juli 2003
Hasil rekaman ini terdapat pada jalur/track kiri, digunakan untuk meyakinkan bahwa amplitudo sinyal casing yang terekam adalah merupakan data yang akurat. Asumsi yang digunakan adalah bahwa fluida dalam casing adalah homogen. Bila fluida dalam casing tidak homogen, maka penyimpangan tidak dapat diprediksi. Pertambahan harga travel time menyebabkan travel time lebih lama dari harga travel time pada free casing/norma, kemungkinan disebabkan oleh casing collar , stretching atau cycleskipping. Hal ini tidak berpengaruh merugikan terhadap kualitas dari data amplitudo sinyal
casing. Stretching terjadi karena gelombang akustik yang datang lemah, sehingga pengukuran travel time menjadi terlambat sekitar 2 s sampai 3
s . Gambar berikut menunjukkan adanya
stretch.
Gambar 6.2 Stretching akibat gelombang akustik
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 10/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 6.3 Stretching Apabila travel time menunjukkan harga yang lebih besar daripada harga waktu perambatan dalam casing yang dihitung, maka biasanya hal tersebut dikatakan sebagai cy cle-skip yang menunjukkan ikatan semen yang baik. Hal ini juga terjadi pada amplitudo dari casing, yang disebabkan karena amplitudo yang dilemahkan, sehingga tiba di receiver belakangan dan merupakan sinyal kuat dari formasi seperti yang ditampilkan pada gambar berikut.
Gambar 6.4 Skipping akibat gelombang akustik Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 11/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 6.5 Skipping Travel time yang lebih pendek mengindikasikan bahwa pengukuran amplitudo sinyal casing
tidak representatif terhadap adanya semen di annulus. Rekaman VDL dapat digunakan untuk mengetahui apakah sinyal dari formasi yang menyebabkan turunnya travel time. Apabila berkurangnya travel time ini disebabkan oleh sinyal dari fast formation, maka tidak ada problem terhadap hasil penyemenan. Fast formation ialah formasi dimana sinyal dapat merambat dengan kecepatan tinggi, sehingga travel time-nya menjadi rendah.
Gambar 6.6 Fast Formation Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 12/24 : 2 / Juli 2003
Bila casing terikat baik dengan fast formation, maka amplitudo sinyal yang datang dari formasi akan lebih dulu terdeteksi. Hal yang sama juga akan terjadi bila casing bersentuhan langsung dengan fast formation. Contoh fast formation ialah limestone dengan viskositas rendah dan dolomite, dimana mempunyai kecepatan rambat gelombang antara 45 – 50
s ft . Ini lebih cepat dari cepat rambat gelombang di casing, yaitu: 57
s ft . Dalam hal
ini, kurva amplitudo menunjukkan energi dari formasi bukan energi dari casing dan energi ini dapat lebih dulu datang dari energi casing apabila antara casing dan formasi terdapat cukup semen yang merekatkannya. Kurva amplitudo ini tidak dapat digunakan untuk interpretasi kwalitatif dan memang tidak perlu. Apabila turunnya travel time bukan disebabkan karena adanya fast formation, maka disebabkan oleh ketidak-centre-an alat log. Gambar berikut menunjukkan contoh rekaman dari tiga alat yan dijalankan dengan ketidak-centre-an yang berbeda.
Gambar 6.7 Rekaman log akibat ketidak-center-an Setiap run A, B dan C mengindikasikan banyaknya penurunan amplitudo sebagai fungsi besarnya ketidak-centre-an alat yang ditunjukkan oleh rekaman travel time. Sebagai contoh gambar, travel time kurva A pada 300.5
s direkam bersamaan dengan amplitudo kurva A
sebesar 17 mV pada kedalaman 10960 ft. Travel time kurva B pada 308
s direkam
bersamaan dengan amplitude kurva B sebesar 55 mV. Travel time kurva C pada 312
s
direkam bersamaan dengan amplitudo kurva C sebesar 77 mV. Amplitudo dari A ke C Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 13/24 : 2 / Juli 2003
sebesar 60 mV adalah akibat dari ketidak-centre-an alat yang ditunjukkan dengan perubahan travel time dari 300.5
s menjadi 312
s (sebesar 11.5
s ). Gambar berikut menunjukkan
contoh rekaman CBL pada free casing dengan alat log tepat ditengah lubang bor.
Gambar 6.8 Rekaman CBL pada free casing (alat log tepat di tengah lubang bor) Dari gambar tersebut terlihat bahwa kurva travel time berbentuk garis lurus (konstan) dan harga pada casing collar saja akan sedikit membesar. Untuk perekaman VDL pada sumur dan kedalaman yang sama dengan posisi alat tidak tepat di pusat lubang bor (eccentred), penurunan amplitudonya dapat dilihat pada gambar berikut.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 14/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 6.9 Kurva CBL-VDL pada Critical Travel Time Hal ini dapat mengakibatkan kesalahan interpretasi, dimana dengan kecenderungan mengecilnya harga amplitudo mengindikasikan adanya semen, padahal alat di run pada free casing. Dalam hal ini harus diusahakan ke-centre-an alat log dengan menambahkan centralizer atau mengganti centralizer yang tidak memadai. Besarnya penurunan travel time
adalah merupakan fungsi dari derajat ketidak-centre-an alat log. b. Amplitudo sinyal casing Pengukuran amplitudo sinyal yang merupakan besarnya rambatan energi akustik melewati casing dari transmitter ke reciever. dimaksudkan untuk menyediakan data yang akan digunakan dalam interpretasi kwantitatif log CBL. Hasil rekaman ini terdapat pada jalur/track kanan kertas log.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 15/24 : 2 / Juli 2003
Amplitudo dari gelombang vibrasi pipa/casing ini menunjukkan banyaknya energi yang diterima oleh receiver yang berjarak 3 ft dari transmitter . Gambar berikut menunjukkan pengukuran amplitudo pada kondisi ikatan semen.
Gambar 6.10 Pengukuran amplitudo pada kondisi ikatan semen Energi yang hilang selama transmisi gelombang dipakai istilah attenuation. Sedangkan amplitudo yang diukur ialah amplitudo yang pertama kali datang/diterima di receiver . Dari amplitudo ini didapatkan nilai compressive strength semen dan indeks ikatannya. Indeks ikatan semen adalah perbandingan antara pelemahan gelombang pada zone of interest (zona yang diukur) terhadapa pelemahan gelombang pada seksi semen. Rambatan energi akustik selama perjalanannya mengalami kehilangan energi ke materialmaterial di dalam maupun di luar casing. Material yang ada di dalam casing biasanya ialah fluida homogen, yang hanya sedikit sekali menghilangkan energi sehingga efek terhadap system pengukuran juga kecil. Material yang ada di luar casing bermacam-macam. Bila material tersebut liquid misalnya Lumpur bor atau air, maka kehilangan energi dalam material ini kecil dan amplitudo yang terekam biasanya sebesar kira-kira 50 mV sampai 90 mV. Bila semen merekat kuat di sekeliling luar casing, maka kehilangan energi oleh semen ini besar, sehingga amplitudo yang terekam oleh receiver menjadi kecil, yaitu sekitar 0.2 mV Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 16/24 : 2 / Juli 2003
sampai 8 mV. Bila sebagian annulus terisi semen dan sebagian lagi terisi oleh fluida (katakanlah ada channeling), maka besarnya amplitudo yang terekam juga diantara keduanya. Pengukuran amplitudo ini proporsional terhadap banyaknya semen yang merekat di sekeliling casing. Amplitudo yang kecil menunjukkan kondisi ikatan semen yang baik, sedangkan semakin besar amplitudo menunjukkan mutu ikatan semen semakin menurun. Bila amplitudo memiliki harga lebih besar dari 50 mV maka dikatakan bahwa ikatan semennya jelek (sangat sedikit semen atau bahkan tidak ada sama sekali).Bila amplitudo mempunyai harga lebih kecil dari 5 mV maka ikatan semen baik. c.
Display spectrum energy
Alat yang digunakan adalah Variable Density Log yang merekam amplitudo sinyal yang datang dalam bentuk pengaturan intensitas sepanjang sumbu z dan ditampilkan dengan bayangan hitam sampai putih pada track/jalur kertas log. Perekaman ini dilakukan sepanjang skala waktu dan kedalamannya, sehingga memungkinkan untuk melihat keadaan lubang bor secara menyeluruh. Prisip perekaman seperti yang terlihat pada gambar berikut.
Gambar 6.11 Display spectrum energy Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 17/24 : 2 / Juli 2003
Rekaman pada sebelah kanan adalah tampilan pada tekanan 0 psi, sedangkan sebelah kiri direkam pada tekanan 1500 psi. Pada 0 psi di kedalaman 12750 ft sampai 12800 ft, sinyal casing tampak jelas. Namun demikian ketika tekanan menjadi 1500 psi, sinyal casing menjadi hilang dan mengidentifikasikan adanya microannulus. Terdapat dua gejala yang membuat penyemenan tidak sempurna, yaitu: channeling dan microannulus. Channneling terjadi bila semen berhasil ditempatkan pada annulus tapi tidak
seluruhnya menempati/memenuhi annulus dan mengelilingi casing. Sedangkan microannulus adalah merupakan rongga kecil yang terbentuk diantara casing dan semen atau antara semen dan dinding sumur. Perbedaan keduanya adalah pada microannulus terdapat beberapa penyekat, tetapi pada channeling penyekat tidak terbentuk. Bentuk gelombang akustik ideal yang dipancarkan oleh sebuah transmitter seperti tampilan gambar berikut, dimana amplitudonya sebagai ordinat dan waktu perambatan sebagai absis.
Gambar 6.12 Gelombang Akustik Ideal Dalam perambatannya ada 4 tipe gelombang yang berbeda, yaitu secara urut dari yang paling dekat dengan pemancar : (1) Gelombang kompressional (P-Wave), (2) Gelombang Shear atau gelombang Rayleigh (S-Wave), (3) Mud Wave (M-Wave), (4) Gelombang Stonely (StWave). Intepretasi gelombang sear menunjukkan integritas semen. Gelombang kompresional ditransmisikan dengan gerakan partikel ke depan dan ke belakang searah dengan arah rambat gelombang. Tipe gelombang ini mungkin ditransmisikan melewati kolom Lumpur, pipa, semen dan formasi.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 18/24 : 2 / Juli 2003
Ketika energi akustik sampai pada formasi, molekul-molekul batuan akan bervibrasi dengan cara compressive, kemudian dengan cepat molekul batuan tersebut berubah bervibrasi dengan cara shear. Dalam medium padat, gelombang shear ini mempunyai persentasi yang tinggi, tetapi kecepatan rambatnya lebih lambat dari gelombang kompressional. Karena fluida dalam sumur tidak dapat mendukung gelombang shear ini, maka setengah dari energi yang dipancarkan oleh transmitter sampai ke sisi lubang adalah sebagai gelombang kompressional (P-Wave). Pada antar muka semen-formasi, gelombang kompressional dan gelombang shear ini sebagian energinya akan dipantulkan, karena terjadi perubahan dalam impedansinya. Impedansi ini dinyatakan sebagai perkalian antar densitas dan kecepatan. Semakin besar perubahan impedansi ini semakin besar pula energi yang dipantulkannya. Gelombang shear berbeda dengan gelombang kompressional, karena gelombang shear mempunyai kecepatan yang lebih rendah. Waktu rambat gelombang shear kira-kira 1.6 sampai1.9 kali lebih lama daripada waktu rambat gelombang kompressional. Gelombang shear biasanya mempunyai amplitudo yang lebih tinggi, tetapi karena gas dan liquid tidak mempunyai shear strength, maka mereka tidak akan mendukung gelombang shear ini. Gelombang shear ini ditransmisikan dengan gerakan partikel yang tegak lurus terhadap arah rambat gelombang. Kecepatan gelombang shear dan gelombang kompressional dalam berbagai medium dapat dilihat pada table berikut:
1. Raymer-Hunt data (1980) 2. Borehole conditions 3. Average value
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 19
Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
Halaman Revisi/Thn
: 19/24 : 2 / Juli 2003
Gelombang Rayleigh ditransmisikan oleh gerakan-gerakan partikel yang membentuk elips. Setiap partikel bergerak ke depan dan belakang dan dari sisi-sisi lain membentuk elips. Gelombang ini ialah paling kuat dalam lubang bor dan berkurang dengan cepat setelah lewat dari lubang bor. Mud wave (M-wave) adalah gelombang kompresional yang dirambatkan melewati lumpur dari transmitter ke receiver. Dalam fluida, waktu rambatnya lebih lama daripada dalam pipa atau formasi. M-wave ini tiba di receiver terlambat (belakangan), sehingga memudahkan dalam indikasinya/interpretasinya. Gelombang stoneley (St Wave) adalah gelombang dengan frekwensi rendah, yang merambat sepanjang dinding lubang. Gelombang ini datang lebih terlambat dari pada mud wave. Gelombang shear dapat diidentifikasi dengan mencari dua ciri; perubahan waktu kedatangan gelombang shear tidak akan selalu paralel dengan perubahan waktu kedatangan gelombang kompresional dan pertambahan amplitudo, diindikasikan dengan kontras gelap atau terang dalam VDL. Secara normal, gelombang shear mempunyai amplitude kira-kira 1.5 kali amplitude gelombang kompresional. Kita sering tidak mendapatkan gelombang shear ini, terutama pada formasi dengan kecepatan rendah, sehingga ditutup oleh kedatangan gelombang kompresional. Hal ini biasanya terjadi bila cepat rambat gelombang kompresional dalam formasi lebih besar dari 100
s ft .
M-Wave dikenali dari waktu kedatangannya yang lebih konstan. Karena jarak antara transmitter dan receiver konstan, serta sifat-sifat lumpur yang relative tidak berubah, maka diharapkan bentuk rekaman M-wave adalah lurus. Namun demikian, sebagai akibat interferensi, maka bentuknya terkadang tidak lurus. Selain itu, perubahan ukuran lubang juga berpengaruh. Kemudian amplitudonya terpengaruh, dalam pipa dengan ID lebih besar, maka amplitude dari M-Wave ini juga membesar. Gelombang ini tampak pada VDL, biasanya pada 190 µs/ft kali jarak antara transmitter dan receiver (bila jarak transmitter-reciever 5 ft, maka M wave tampak pada 190 x 5 = 950 µs/ft ). Untuk interpretasi, dapat dilihat pada gambar.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 20/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 6.13 Interpretasi M-Wave Apabila tiga sinyal dari casing, formasi dan lumpur dapat diidentifikasi dengan jelas, maka ada tidaknya semen dalam annulus dapat lebih dipastikan. 6.2 Daftar Gambar dan Tabel
Gambar 6.14. Semilog Plot
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
Gambar 6.15. Grafik ukuran casing terhadap panjang minimum interval semen yang diperlukan
Manajemen Produksi Hulu
: 21/24 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
: 22/24 : 2 / Juli 2003
Gambar 6.16. Chart Amplitudo CBL 100% semen terhadap compressive strength, diameter casing, ketebalan casing, dan signal attenuation Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
Gambar 6.17. Penentuan % semen yang menyelimuti pipa/casing dari interpretasi rekaman CBL
Manajemen Produksi Hulu
: 23/24 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Cement Bond Log (CBL) & Variable Density Log (VDL)
NO : PF 19 Halaman Revisi/Thn
Gambar 6.18. Faktor pengali amplitudo untuk fluida selain fresh water
Manajemen Produksi Hulu
: 24/24 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 20
Karbon/Oksigen Log
Halaman Revisi/Thn
(C/O Log) 1.
:1/4 : 2 / Juli 2003
TUJUAN Menghitung saturasi air berdasarkan rekaman Karbon Oksigen Log (C/O Log).
2.
METODE DAN PERSYARATAN 2.1.
Metode Metode grafis
2.2.
Persyaratan Rekaman log
3.
LANGKAH KERJA 1. Siapkan hasil rekaman log sumur, data lithologi dan porositas. 2. Baca log dan tentukan harga rasio C/O maksimum dan minimum. 3. Tentukan harga rasio C/O C/O log pada kedalaman yang akan dihitung saturasi airnya. 4. Hitung C Omin imum atau C O pada S w
=
C O min imum
1 dengan persamaan berikut:
=
A
α (1 − φ ) + BC γ (1 − φ ) + BO
.....................................................(1)
dimana: A = σ C σ O 5. Hitung C Omaksimum atau C O pada S w
=
C O maksimum
0 dan S o
=
A
=
1
α (1 − φ ) + βφ + BC γ (1 − φ ) + BO
............................................(2)
6. Plot litologi sumur maka dapat ditentukan C/Omin dan C/Omaks sebelum perekaman pusat inelastic. inelastic. 7. Pengukuran rasio C/O pada tiap pusat/area pusat/area pengukuran di dalam sumur dan kemudian interpolasi antara C/Omin dan C/Omaks memberikan "quick estimate quick estimate"" harga saturasi air. 6. Hitung saturasi air dengan persamaan
S w
Manajemen Produksi Hulu
=
C Omaksimum C Omaksimum
−
−
C Olog
C Omin imum
....................................................(3)
PENILAIAN FORMASI Karbon/Oksigen Log (C/O Log) 4.
NO : PF 20 Halaman Revisi/Thn
:2/4 : 2 / Juli 2003
DAFTAR PUSTAKA Schlumberger : “Cased-Hole “ Cased-Hole Log Interpretation Principles/Applications”, Principles/Applications ”, Houston, Texas, 1989.
5.
DAFTAR SIMBOL
A
= perbandingan rata-rata konsentrasi netron cepat (hasil gamma ray) karbon dan oksigen yang melewati bagian/kedalaman yang akan diukur
σ C C
=
konsentrasi netron cepat karbon yang meleati kedalam yang akan diukur rasio C/O-nya
σ O
=
konsentrasi netron cepat oksigen yang meleati kedalam yang akan diukur rasio C/O-nya
BC , B0
= kontribusi karbon dan oksigen dari lubangbor
S W W
= saturasi air
α
= konsentrasi atom (mol/cm2) karbon di dalam matriks (tergantung litologi batuan)
β
= konsentrasi atom (mol/cm2) karbon di dalam fluida formasi
γ
= konsentrasi atom (mol/cm2) oksigen di dalam matriks (tergantung litologi batuan)
δ
= konsentrasi atom (mol/cm2) oksigen di dalam fluida formasi
φ
= porositas
S 0
= saturasi minyak = (1 – S w )
S W W
= saturasi air
C/Omaks = perbandingan maksimum konsentrasi karbon dan oksigen yang yang terbaca pada rekaman log C/Omin
= perbandingan perbandingan minimum konsentrasi karbon karbon dan oksigen oksigen yang yang terbaca pada rekaman log
C/Olog
= perbandingan konsentrasi karbon dan oksigen yang terbaca pada rekaman log pada pada kedalaman yang akan dihitung saturasi airnya
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 20
Karbon/Oksigen Log
Halaman Revisi/Thn
(C/O Log) 6.
:3/4 : 2 / Juli 2003
LAMPIRAN 1. Latar Belakang Kegunaan utama karbon/oksigen (C/O) logging adalah untuk menentukan saturasi minyak-air dan kinerja (performance) reservoir di area salinitas air formasi yang kecil atau tidak diketahui. Penentuan rasio C/O didasarkan pada reaksi karbon dan oksigen dengan fast neutron energi tinggi yang dihasilkan oleh karakteristik gamma ray. Dari pengukuran ini, dapat dibedakan antara hidrokarbon yang mengandung unsur karbon dan hidrogen dan air yang mengandung unsur hydrogen dan oksigen. 2. Contoh Perhitungan a.
Data log dan plot lithologinya pada log C/O Ratio
b. Baca data log sebagai contoh pada kedalaman 750 ft. Didapat harga C/Omin = 0.13, C/Omaks = 1.25 dan C/Olog = 0.80. c.
Hitung saturasi air,
S w
Manajemen Produksi Hulu
=
C Omaksimum C Omaksimum
−
−
C Olog
C Omin imum
=
1.25 − 0.80 1.25 − 0.13
=
40%
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 20
Karbon/Oksigen Log (C/O Log)
Gambar 1. Plot litologi dan C/O Ratio
Manajemen Produksi Hulu
Halaman Revisi/Thn
:4/4 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
1.
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 1 / 15 : 2 / Juli 2003
Pendahuluan
Nuclear Magnetic Resonance didasarkan pada respon nuklei terhadap medan magnet. Kebanyakan nuklei mempunyai momentum magnetik yang berperilaku seperti batang magnet berputar (Gambar 1-1). Perputaran magnetik nuklei ini dapat berinteraksi dengan medan magnet luar, yang nantinya akan menghasilkan sinyal yang dapat diperhitungkan.
Gambar 1-1 Precessing proton Untuk kebanyakan elemen, sinyal yang terdeteksi sangat lemah. Walaupun demikian, elemen hidrogen mempunyai momentum magnet yang besar dan berlimpah pada partikel air dan hidrokarbon pada ruang batuan. Dengan menyetel peralatan logging NMR ke frekwensi resonansi magnetik dari hidrogen, maka sinyal yang lemah tadi dapat dibaca dan diukur. 2.
Metode
Pengukuran NMR terdiri dari beberapa manipulasi terhadap proton hidrogen pada molekul fluida. Seperti yang telah disebutkan bahwa proton memiliki momentum magnetik, sehingga arahnya dapat dikontrol oleh medan magnet. Partikel ini juga berputar, yang membuat mereka berperilaku seperti giroskop. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 21
NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 15 : 2 / Juli 2003
Langkah-langkah pengukuran NMR antara lain proton alignment, spin tipping, precession dan dephasing, refocusing . Transverse relaxation dan logitudinal relaxation berfungsi untuk membatasi seberapa lama pengukuran NMR ini dapat berlangsung. a. Proton alignment Proton-proton hidrogen disejajarkan oleh aplikasi medan magnet dengan konstanta B0. Pensejajaran berlangsung selama beberapa detik dan proton-proton tersebut akan tetap sejajr kecuali bila ada gangguan. Peralatan logging yang mutakhir menggunakan magnet permanen yang panjang, sekitar 550 gauss (1000 kali lebih besar dibandingkan medan magnet bumi). Hal ini diaplikasikan terhadap formasi selama pengukuran (Gambar 2-1).
Gambar 2-1 Proton Alignment b. Spin tipping Langkah selanjutnya adalah pembelokan arah proton sejajar melalui proses transmisi dan mengosilasi medan magnet, B 1, tegak lurus terhadap B 0 (Gambar 2-2). Untuk spin tipping yang efektif, digunakan persamaan: f = γ B0 dimana f adalah frekwensi B1 (Frekwensi Larmor), dan giromagnetik dari nuklei. Manajemen Produksi Hulu
γ
adalah konstanta ratio
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 3 / 15 : 2 / Juli 2003
Gambar 2-2 Spin tipping c. Precession dan dephasing Partikel ini akan bergerak tegak lurus terhadap B0, yang dengan kata lain, partikel ini berperilaku seperti giroskop pada medan gravitasi. Pada tahap awal, proton akan berbelok secara serentak. Sementara itu, partikel ini juga akan menimbulakn medan magnet kecil pada frekwensi Larmor yang akan dideteksi oleh antena dan menghasilkan basis perhitungan NMR. Bagaimanapun, medan magnet B o tidak homogen, sehingga proton akan berbelok dengan frekwensi yang sedikit berbeda. Secara berangsur-angsur, partikel ini akan kehilangan sinkronisasi (dephase) dan mengakibatkan sinyal antena akan menurun (Gambar 2-3).
Gambar 2-3 Transverse Decay
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 21
NMR
Halaman Revisi/Thn
(NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
: 4 / 15 : 2 / Juli 2003
Penurunan sinyal ini dikenal dengan nama Free Induction Decay (FID) dan waktu penurunannya disebut T2* (asteriks = variabel ini bukan merupakan variabel formasi). d. Refocusing: spin echoes Perubahan bentuk (dephasing ) oleh ketidakhomogenan B 0 ini bersifat reversibel, dimana proton hidrogen – pembelokannya berada pada frekwensi Larmor yang sedikit berbeda – dapat disatukan kembali ketika pulsa sebesar 180 0 ditransmisikan. Kekuatan pulsa 1800 sama dengan 90 0 tetapi dua kali lebih panjang. Ketika proton dibentuk kembali, saat itu juga dihasilkan sinyal pada antena yaitu spin echoes. e. Transverse relaxation, T 2 Rangkaian pulsa CPMG yang berandil dalam
dephasing ,
dihasilkan
oleh
ketidaksempurnaan medan B0. Bagaimanapun juga, proses molekular juga dapat mengakibatkan dephasing , tetapi tidak reversibel. Proses ini berkaitan dengan sifatsifat fisik seperti porositas fluida-bergerak, distribusi ukuran pori dan permeabilitas. Dephasing yang tidak reversibel ini dimonitor dengan mengukur amplitudo penurunan (decaying amplitude) dari spin echoes pada rentetan CPMG echo (Gambar 2-4). Karakteristik ini disebut dengan transverse relaxation time, T2.
Gambar 2-4 CPMG echo train Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 15 : 2 / Juli 2003
f. Longitudinal relaxation, T 1 Setelah beberapa selang T2, partikel-partikel proton akan sama sekali kehilangan ikatan, dan tidak mungkin disatukan kembali. Setelah rangkaian pulsa CPMG dihasilkan, maka partikel proton akan kembali kepada arah kesetimbangan, paralel terhadap B0 (Gambar 2-5) untuk memulai pengukuran spin-tipping selanjutnya. Proses ini berlangsung pada konstanta waktu yang berbeda yaitu longitudinal relaxation, T1.
Gambar 2-5 Longitudinal Relaxation T2 dan T2 kedua-duanya merupakan hasil dari sebuah proses molekular. Dari pengukuran laboratorium pada batuan yang tersaturasi air, ditemukan bahwa nilai T1 hampir sama dengan 1.5 T2. Rasio ini akan berubah bila batuan tersaturasi minyak dan gas. 3.
Mekanisme Relaksasi NMR
Terdapat tiga mekanisme relaksasi NMR yang mempengaruhi waktu relaksasi T1 atau T2, yaitu relaksasi permukaan-butir, relaksasi difusi molekul pada gradien medan magnetik dan relaksasi proses fluida-keseluruhan.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 21
NMR
Halaman Revisi/Thn
(NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
: 6 / 15 : 2 / Juli 2003
a. Relaksasi permukaan-butir ( grain surface relaxation) Molekul dalam fluida berada pada gerak konstan (Gerak Brown) dan menyebar ke seluruh ruang pori, menabrak permukaan butir beberapa kali dalam satu pengukuran NMR. Ketika hal ini terjadi, akan terdapat dua interaksi. Pertama, partikel proton hidrogen dapat memindahkan energi putar nuklir ke permukaan butir dan dan tersusun kembali dengan medan magnet statis, B 0 – yang kemudian memperbesar nilai T1. Kedua, partikel proton dapat terbentuk kembali secara irreversibel- yang kemudian meperbesar nilai T2. Telah dibuktikan bahwa bentuk relaksasi ini paling berpengaruh terhadap nilai T1 dan T2. Kemampuan permukaan butir untuk merelaksasi ini disebut dengan surface relaxivity,
ρ.
Kemampuan relaksasi batuan
pasir sekitar terhadap air pori tiga kali lebih efisien dibandingkan batuan karbonat. Ukuran pori juga berperan penting dalam relaksasi permukaan. Kecepatan relaksasi tergantung pada seberapa sering partikel proton dapat bertubrukan dengan permukaan dan hal ini juga tergantung pada rasio surface-to-volume (S/V) (Gambar 2-6). Tubrukan akan sering terjadi di pori yang kecil dibandingkan pori yang besar, sehingga untuk pori kecil, nilai S/V akan lebih besar dan waktu relaksasi lebih singkat. Untuk pori tunggal, magnetisasi putaran nuklir akan berkurang secara eksponensial, sehingga gelombang amplitudo sinyal yang merupakan fungsi waktu akan berkurang seiring dengan konstanta waktu karakteristik [ρ2(S/V)]-1. Oleh karena itu,
1 T 2 = ρ 2 S V , dan 1 T 1 = ρ 1 S V Batuan mempunyai distribusi ukuran pori dengan masing-masing nilai S/V. Magnetisasi total merupakan penjumlahan semua sinyal yang datang dari setiap pori. Penjumlahan volume dari semua pori sama dengan volume fluida dalam batuan – porositas. Pengukuran NMR terhadap porositas dan distribusi pori merupakan element penting dalam interpretasi NMR.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 7 / 15 : 2 / Juli 2003
Gambar 2-6 Grain surface relaxation b. Relaksasi difusi molekul pada gradien medan magnetik Ketika terdapat gradien pada medan magnet statis, gerak molekular akan mengakibatkan dephasing , begitu juga dengan relaksasi T2. Dalam hal ini, relaksasi T1 tidak terpengaruh. Gerak molekular tidak mengakibatkan relaksasi NMR bila beberapa gradien tidak ada. Gradien B0 bersumber dari: konfigurasi magnet dari peralatan logging dan perbedaan pengaruh magnet antara materi butiran dan fluida pori pada batuan berpori. Dengan menjaga penjarakan CPMG echo tetap minimum dan pengaruh medan magnet tetap kecil, akan mengurangi kontribusi difusi relaksasi T 2 sampai level yang dapat diabaikan. c. Relaksasi fluida-keseluruhan ( Bulk fluid relaxation) Bahkan apabila permukaan-butir dan gradien magnet tidak ada, relaksasi tetap terjadi pada bulk-fluid . Bulk-fluid relaxation acapkali dapat diabaikan, tetapi akan sangat penting bila terdapat air pada pori-pori yang sangat besar, misalnya vuggy carbonate, sehingga tabrakan partikel proton dengan permukaan akan jarang terjadi. Jenis relaksasi ini juga akan sangat penting bila terdapat hidrokarbon. Fasa nonwetting tidak menyentuh permukaan pori sehingga tidak dapat direlaksasi oleh mekanisme relaksasi permukaan.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 15 : 2 / Juli 2003
d. Kesimpulan proses relaksasi Proses relaksasi bersifat paralel, dimana:
⎛ 1 ⎞ ⎛ 1 ⎞ ⎛ 1 ⎞ ⎛ 1 ⎞ ⎜ ⎟ = ⎜ ⎟ +⎜ ⎟ +⎜ ⎟ ⎝ T 2 ⎠total ⎝ T 2 ⎠ S ⎝ T 2 ⎠ D ⎝ T 2 ⎠ B dimana (1/T2)S adalah kontribusi permukaan butir, (1/T 2)D adalah difusi pada kontribusi medan magnet dan (1/T 2)B adalah kontribusi bulk-fluid . Demikian juga untuk T1, dimana:
⎛ 1 ⎞ ⎛ 1 ⎞ ⎛ 1 ⎞ ⎜ ⎟ = ⎜ ⎟ +⎜ ⎟ ⎝ T 1 ⎠total ⎝ T 1 ⎠ S ⎝ T 1 ⎠ B Tidak ada kontribusi difusi terhadap T 1 karena proses ini akan menghasilkan mekanisme dephasing . 4.
Aplikasi
Aplikasi ini melakukan pengukuran dengan menggunakan CMR ( Combinable Magnetic Resonance) yang digunakan oleh Schlumberger. 1. Distribusi T2 Pada media berpori, waktu relaksasi T 2 proporsional terhadap ukuran pori. Si sembarang kedalaman, CMR menyelidiki contoh batuan yang mempunyai tingkat ukuran pori. Secara grafis, distribusi T2 mengindikasikan volume fluida pori dihubungkan dengan setiap nilai T 2, dan selanjutnya volume akan berhubungan dengan setiap pori Untuk reservoir batuan karbonat, distribusi T 2 antara X340 ft sampai X405 ft terinklinasi menuju batas tertinggi dari spektrum distribusi menandakan pori pori besar (Gambar 2-7). Di bawah X405 ft, inklinasi menuju batas terendah spektrum mengindikasikan pori-pori kecil. Hal ini bukan hanya untuk mengetahui zona mana yang akan diproduksikan, tetapi juga akan membantu geologis dalam analisa fasies. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 9 / 15 : 2 / Juli 2003
Gambar 2-7 Distribusi T2 2. Lithology-independent porosity Penentuan porositas reservoir batuan karbonat dengan menggunakan CMR dibandingkan dengan menggunakan density logging seperti diperlihatkan pada Gambar 2-8 untuk membuktikan porositas yang didapatkan tidak tergantung pada litologi. Setelah kedalaman X935 ft, reservoir adalah dolomit, dan porositas dari Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 10 / 15 : 2 / Juli 2003
density log harus disesuaikan terhadap matriks dolomit untuk untuk melapisi porositas dari CMR. Jika litologi tidak diketahui atau kompleks, porositas dari CMG akan memberikan hasil yang paling baik. Juga alat ini tidak menghasilkan bahan radioaktif, sehingga tidak akan bermasalah terhadap lingkungan.
Gambar 2-8 Lithology-independent porosity
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 21
NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
Halaman Revisi/Thn
: 11 / 15 : 2 / Juli 2003
3. Permeabilitas Data NMR dapat digunakan untuk memperkirakan harga permeabilitas. Contohnya dengan menggunakan Standard Coates Model berikut:
k NMR = C (φ NMR ) 4 T 2, log
2
( atau MPERM = MPOROSITY 10) 4 ∗ ( FFI BVI ) 2 dimana: k NMR ( MPERM )
= Prediksi permeabilitas NMR, mD
φ NMR ( MPOROSITY ) =
Porositas NMR, persen
T 2,log
=
Distribusi T2, skala logaritma
C
=
konstanta, batupasir = 4, karbonat = 0.1
FFI
=
Free Fluid Index, persen
BVI
=
Bulk Volume Irreducible, persen
FFI adalah persentase volume batuan yang kaya akan hidrogen dan bebas alir (gas, miyak, air), sedangkan BBI merupakan persentase volume batuan yang ditempati oleh air tak bergerak sebagai akibat dari tekanan kapiler. Pada Gambar 2-9, diatas zona XX41 sampai XX49 m, variasi porositas sangat kecil. Walaupun begitu, harga permeabilitas akan bervariasi dari harga terendah 0.07 mD pada kedalaman XX48 m sampai harga tertinggi 10 mD pada kedalaman XX43 m. Permeabilitas CMR juga menunjukkan nilai resolusi yang sangat baik dibandingkan dengan nilai dari hasil core. Nilai C yang digunakan untuk sumur ini akan dipakai dalam CMR log pada formasi, sehingga memungkinkan bagi oil company untuk mengurangi biaya operasional coring.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 12 / 15 : 2 / Juli 2003
Gambar 2-9 Perbandingan data core dan data log 4. Free-fluid index Nilai free-fluid index ditentukan dengan membuat suatu cutoff terhadap kurva relaksasi T2. Nilai yang berada diatas nilai cutoff megindikasikan pori-pori besar yang potensial untuk berproduksi, dan nilai yang ada di bawahnya mengindikasikan pori pori kecil yang mengandung fluida yang terjebak akibat tekanan kapiler dan tidak dapat berproduksi. Telah banyak percobaan dilakukan untuk membuktikan asumsi ini. Distribusi T2 diukur pada core yang tersaturasi air sebelum dan sesudah core tersebut di’centrifuge’ di udara untuk memisahkan air. Hal ini dilakukan pada tekanan 100 psi untuk mensimulasikan tekanan kapiler reservoir. Sangat logis bila Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 13 / 15 : 2 / Juli 2003
diasumsikan bahwa pori yang besar akan kosong terlebih dahulu. Secara tidak mengejutkan, waktu relaksasi yang panjang akan hilang dari pengukuran T 2 (Gambar 2-10).
Gambar 2-10 Kurva distribusi T 2 Pada reservoir batu pasir, data interpretasi dari log konvensional memperlihatkan saturasi air sebesar 70 sampai 80% pada formasi pasir berlempung. Bagaimanapun juga, pada log CMR, kebanyakan distribusi T 2 akan turun dibawah cutoff (33-msec), mengindikasikan ait terbatas-kapiler (capillary-bound water ). Interpretasi termasuk data CMR menunjukkan bahwa kebanyakan dari air tersebut adalah irreducible. Ketika sumur telah selesai, akan dihasilkan jumlah gas dan minyak yang ekonomis dengan water-cut yang rendah (Gambar 2-11). Harga water-cut dapat diperkirakan dari perbedaan antara saturasi air residual dengan saturasi air dari resistivity log . Sedangkan untuk reservoir karbonat, yang dipermasalahkan adalah terjadinya waterconing selama produksi. Data log CMR memperlihatkan harga T 2 yang rendah di bawah kedalaman X405 ft mengindikasikan ukuran pori yang kecil. Dengan memakai harga cutoff untuk batuan karbonat sebesar 100-msec, diperlihatkan bahwa hampir keseluruhan air adalh irreducible, sehingga selanjutnya perlu dilakukan perforasi tambahan (Gambar 2-12) Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
Gambar 2-12 Distribusi ukuran pori dan free-fluid index
Manajemen Produksi Hulu
: 14 / 15 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI NMR (NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE)
5.
NO : PF 21 Halaman Revisi/Thn
: 15 / 15 : 2 / Juli 2003
Daftar Pustaka
1. Kenyon B, Kleinberg R, Straley C, Gubelin G and Morriss C,” Nuclear Magnetic Reservoir Imaging-Technology for the 21 st Century,” Oilfield Review (Autumn 1995): 19-33. 2. Kennaird T, “Application of Core Analysis In Reservoir Description and Characterization,” presented at Network of Excellence in Training, Corelab Reservoir Optimization, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, August 4-8, 2003, chapter 9.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 22
Log PEF Interpretation
1.
Halaman Revisi/Thn
: 1 / 10 : 2 / Juli 2003
Pendahuluan
PEF adalah log yang merekam kelakuan absorpsi photoelectric formasi. Pengukuran ini dinyatakan dalam faktor Pe yang didefinisikan sebagai (Z/10)x 3.6 dimana Z adalah nomor atom rata rata formasi. Pe tidak berdimensi, tetapi karena ini sebanding dengan penampang photoelectric per elektron, biasanya dinyatakan dalam besaran barns/elektr on. Karena nomor atom fluida sangat rendah, pengaruhnya sangat kecil, sehingga Pe dapat dianggap mencerminkan kelakuan batuan di formasi. Secara umum dapat digambarkan bahwa batuan pasiran ( sandstones) Pe nya rendah, sementara dolomites dan limestones Pe nya tinggi. Lempung, mineral mineral berat dan mineral mineral yang mengandung besi menunjukkan Pe yang tinggi. PEF bisa juga dinyatakan dalam besaran penampang volumetrik U yaitu perkaliannya dengan density sehingga besarannya adalah barns/cm3. Log ini direkam sebagai bagian dari pengukuran density dengan jangkauan penyidikan sekitar satu inci (biasanya sudah di zona terbanjiri / flushed zone). PEF bisa dipengaruhi oleh adanya mineral berat seperti barite di mud cake atau mud filtrate. Log ini diperkenalkan sekitar tahun 1970-an. 2.
Perhitungan Pe
Pulse rate memberikan respon terhadap indeks absorpsi fotoelektrik dengan persamaan: U = P e ⋅
ρ e
......................................................................(1)
Semakin besar harga U, maka harga pulse rate akan semakin kecil, begitu juga sebaliknya. Dengan suatu kalibrasi, maka akan dapat ditentukan harga U untuk setiap formasi. Densitas elektron, ρe, berhubungan dengan bulk density (sebagai hasil kalibrasi terhadap formasi lempung tersaturasi-air) dengan persamaan:
ρ e
=
ρ b
+ 0.1883
1.0704
...........................................................(2)
sehingga dari kedua persamaan tersebut didapat : P e = Manajemen Produksi Hulu
1.0704 U ρ b
+ 0.1883
...........................................................(3)
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 22
Log PEF Interpretation
Halaman Revisi/Thn
: 2 / 10 : 2 / Juli 2003
Gambar 24-1. Plot jumlah sinar Gamma yang mencapai detektor 3.
Ketergantungan Pe Terhadap Litologi
Parameter Pe mencerminkan litologi formasi karena sangat bergantung pada jumlah atom efektif dari media yang mengabsorpsi sinar Gamma. Untuk atom tunggal, Z, harga P diberikan dengan satuan logging (barns/elektron, dimana 1 barn = 10 -24 cm2), yaitu:
⎛ Z ⎞ P e = ⎜ ⎟ ⎝ 10 ⎠
3.6
Untuk formasi yang mengandung elemen yang lebih banyak, nilai P e ayng efektif didapat dengan menjumlahkan nilai
( 10) 3.6 , setelah memberikan weighting value, yang Z
merupakan densitas elektron relatif terhadap campuran, kepada masing-masing elemen. Tabel 24-1 kolom 2 memberikan harga P e yang efektif untuk material sedimen yang umum. Harga Pe untuk quartz, calcite, dan dolomite sangat berbeda. Anhydrite dan calcite relatif mempunyai harga Pe yang sama tetapi sangat berbeda untuk harga densitasnya (kolom 3).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
Log PEF Interpretation
: 3 / 10 : 2 / Juli 2003
Siderite (FeCO3) dan pyrite (FeS2) mempunyai harga P e yang tinggi karena nilai atom Fe yang besar (Z = 26). Begitu juga untuk Barite, dimana nilai atom Barium; Z = 56. Gambar 24-3 memperlihatkan harga P e untuk limestone, dolomite dan sandstone dengan porositas 0 – 35% dimana pori-porinya mengandung air bersih dan met hana dengan densitas 0.1 gr /cc. Tabel 24-1. Harga P e dan U untuk material sedimen yang umum Pe
Sp. Gr.
ρ b
U
Quartz
1.81
2.65
2.64
4.78
Calcite
5.18
2.71
2.71
13.8
Dolomite
3.14
2.87
2.88
9.00
Anhydrite
5.05
2.96
2.98
14.9
Halite
4.65
2.17
2.04
9.68
Siderite
14.7
3.94
3.89
55.9
Pyrite
17.0
5.00
4.99
82.1
Barite
267
4.48
4.09
1065
Water (fresh)
0.358
1.00
1.00
0.398
Water (100K ppm NaCl)
0.734
1.06
1.05
0.850
Water (200K ppm NaCl)
1.12
1.12
1.11
1.36
Oil (n(CH2))
0.119
ρoil
1.22 ρoil – 0.188
0.136 ρoil
Gas (CH4)
0.095
ρgas
1.33 ρgas – 0.188
0.119 ρgas
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
Log PEF Interpretation
: 4 / 10 : 2 / Juli 2003
Gambar 24-2. Koefisien absorpsi fotoelektrik sebagai fungsi porositas dan tipe fluida 4.
Kedalaman Penetrasi Dan Resolusi Vertikal
Dalam perhitungan ρ b, kedalaman pentrasi dan resolusi vertikal hampir sama dengan yang dihasilkan oleh Compensated Density, juga dengan perhitungan P e, walaupun belum ada publikasi yang membahas tentang hal ini. 5.
Pengaruh-pengaruh di Lubang Sumur
Untuk kurva ρ b, pengaruh lubang sumur hampir sama dengan yang dihasilkan oleh instrumen Compensated Density. Koreksi kekasaran dan mud cake dibuat dengan metode spine-and-ribs. Koreksi ini akan memenuhi selama
∆ ρ lebih
kecil dari 0.15
gr
/cc. Tidak
demikian halnya dengan kurva P e, dimana tidak ada informasi yang jelas tentang apakah perhitungan U terkoreksi oleh mud cake dan kekasaran, sementara data ini sangat diperlukan.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Log PEF Interpretation
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
: 5 / 10 : 2 / Juli 2003
Dalam penggunaan Litho-Density log, lumpur pemboran yang mengandung barite akan menimbulkan masalah. Jika lumpur ini berada di antara formasi dan alat, harga P e yang sangat tinggi akan mengaburkan harga formasi sehingga kurva P e akan tidak berguna. 6.
Aplikasi
Pada Gambar 24-4, dapat dilihat Litho-Density log dijalankan bersama-sama dengan Gamma Ray log dan Compensated Neutron log. Kurva ρ b, dikonversikan ke porositas menggunakan densitas matriks limestone sebesar 2.71 gr /cc berada di Track 3. Garis putus putus merupakan kurva Neutron porosity log. Kurva P e berada pada Track 2, sedangkan Gamma Ray dan Caliper log dicatat di Track 1. Di bagian bawah, selang P e untuk sandstone, dolomite, dan limestone ditandai untuk interval porositas 0 – 12%. Lebih jelasnya, formasi pada level A adalah limestone dan pada level C adalah murni Batu pasir. Pada level B, jenis formasi tidak dapat ditentukan dengan kurva P e. Bisa saja 50% limestone dan 50% dolomite, atau 70% limestone dan 30% sandstone, atau bahkan konminasi dari ketiga jenis formasi batuan tersebut.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Log PEF Interpretation
7.
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
Interpretasi Litologi Dengan Kurva ( ρb - Pe)
Skema interpretasi sederhana dapat digambarkan sebagai berikut :
Gambar 24-3 Skema interpretasi sederhana
Manajemen Produksi Hulu
: 6 / 10 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
Log PEF Interpretation
: 7 / 10 : 2 / Juli 2003
Sedang pada evaporit dapat diskemakan sebagai berikut :
Gambar 24-4 Skema interpretasi sederhana pada evaporit. Jika hanya dua dua matriks batuan yang ada, fraksi volume dan porositas masing-masing matriks dapat ditentukan dari kombinasi harga ρ b dan Pe seperti terlihat di Gambar 24-5. Dengan harga ρ b dan Pe, maka titik potong keduanya dapat ditemukan. Misalnya, gunakan titik B pada Gambar 4 dan asumsikan matriksnya merupakan campuran calcite dan dolomite. Didapat harga Pe = 4.0, dan porositas sama dengan 2%. Harga porositas ini digunakan pada Gambar 24-6 yang kemudian memotong garis ρma = 2.71, didapat harga ρ b = 2.68. Dengan menggunakan Gambar 24-5, didapat harga porositas 6% dan matriksnya 50% calcite dan 50% dolomite. Bila diasumsikan matriksnya merupakan campuran calcite dan sandstone, didapat harga porositas 0% dan matriksnya Manajemen Produksi Hulu
⅔
calcite dan
⅓
sandstone.
PENILAIAN FORMASI Log PEF Interpretation
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
: 8 / 10 : 2 / Juli 2003
Penggunaan kurva Neutron akan memungkinkan kita menghitung tiga kemungkinan campuran matriks batuan.
Gambar 24-5. Contoh Litho-Density Log
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Log PEF Interpretation
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
Gambar 24-6. Penentuan harga porositas dan litologi untuk dua komponen matriks batuan
Manajemen Produksi Hulu
: 9 / 10 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI Log PEF Interpretation
NO : PF 22 Halaman Revisi/Thn
Gambar 24-7. Penentuan porositas dari bulk density
Manajemen Produksi Hulu
: 10 / 10 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 23
CASED HOLE LOG
Halaman Revisi/Thn
: 1 dr 22 : 2 / Juli 2003
1. Tujuan Pengenalan jenis-jenis log, prinsip pengukuran dan aplikasi log.
2. Latar Belakang Evaluasi formasi pada cased hole biasanya menggunakan alat pengukur yang memanfaatkan prinsip radiasi, seperti: Thermal Decay Time (TDT), Gamma Ray Spectrometry (GST), Compensated Neutron (CNL), Standard Gamma Ray (GR), dan Natural Gamma Ray Spectrometry (NGS).
Sebagai tambahan adalah Array Sonic atau Long-Spaced Sonic (LSS) ynag membutuhkan informasi porositas, lithologi dan salinitas air dari log open hole. 3. Natural Gamma Ray Log Alat ini mencatat (merekam) radioaktifitas di formasi. Ada dua tipe GR (Gamma Ray) Log, yaitu: standard GR Log yang hanya mengukur total radioaktifitas dan NGS (Natural Gamma Ray Spectrometry) Log yang mengukur radioktifitas dan konsentrasi potasium, thorium, dan uranium hasil radioaktifitas unsur, yang secara kontinu memancarkan Gamma Ray (sinar gamma) dalam bentuk pulsa energi radiasi tinggi. GR mampu menembus batuan dan dideteksi oleh sensor sinar gamma yang umumnya berupa detektor sintilasi. Setiap sinar gamma yang terdeteksi menimbulkan pulsa listrik pada detektor. Parameter yang direkam adalah jumlah pulsa yang tercatat per satuan waktu, yang tercatat pada track 1 (track kiri) dari log dan biasanya dihubungkan dengan hasil rekaman log lain, seperti: CBL log atau TDT log. Penggunaan GR dan NGS log adalah : untuk membedakan batuan reservoir, seperti: sandstone, limestone dan dolomite (yang merupakan batuan porous dan permeabel) dari clay dan shale (batuan non permeabel), mendefenisikan batas bed,
memonitor jejak radioaktif, memberikan indikasi kualitatif salinitas air formasi, membantu identifikasi lithologi dan mineral batuan, evaluasi (deteksi) deposit mineral radioaktif dan menunjukkan konsentrasi potasium, thorium dan uranium dalam formasi, khusus alat NGS. Pada formasi sedimen GR log biasanya merefleksikan kandungan shale formasi sehingga rekaman log cenderung defleksi ke kanan. Hal ini
disebabkan karena kecenderungan unsur radioaktif
terkonsentrasi di dalam clay dan shale. Formasi bersih (clean sand) memiliki level radioaktifitas yang kecil, pada kertas log menunjukkan defleksi ke kiri kecuali jika formasi terdapat kontaminan radioaktif seperti volcanic ash dan granite wash atau air formasi mengandung dissolved radioactive salts.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 23
CASED HOLE LOG
a.
Halaman Revisi/Thn
: 2 dr 22 : 2 / Juli 2003
Sifat-sifat Gamma Ray Spektrum emisi (pancaran) mineral radioaktif Gamma Ray untuk unsur potassium memiliki energi tunggal 1.46 MeV, sedangkan uranium dan thorium bervariasi. Ketika melewati formasi spektrum ini menyebar berbenturan dengan atom material formasi, dan kehilangan energinya dimana energi ini diserap oleh formasi melalui efek fotolistrik. Kecepatan penyerapan energi (absorbsi) bervariasi terhadap densitas formasi. Dua formasi yang mengandung unsur radioaktif per unit volume yang sama namun berbeda densitas, akan menunjukkan perbedaan level radioaktifitasnya. Formasi yang memiliki densitas lebih kecil akan tampak lebih radioaktif. Respon GR Log setelah dikoreksi tehadap kondisi lubangbor adalah proporsional terhadap konsentrasi berat unsur radioaktif di dalam formasi: GR
=
∑ ρ i V i Ai ρb
dimana :
b.
ρi
=
densitas mineal radioaktif
V i
=
faktor volume bulk mineral
Ai
=
faktor proporsional sesuai dengan radioktifitas mineral
ρb
=
densitas bulk formasi
Kalibrasi Kalibrasi alat GR diset terhadap standard API (America Standard International). Radioaktifitas formasi sediment umumnya pada interval harga API unit yang kecil pada anhydrit atau salt dan 200 API unit atau lebih dalam shale. Prosedur kalibrasi alat awalnya dikalibrasi pada skala mikrogram ekivalen radium per ton formasi ( µgm Ra
Manajemen Produksi Hulu
eq / ton ). Konversi unit ini terhadap API unit dapat dilihat pada Tabel 3-1.
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 3 dr 22 : 2 / Juli 2003
Tabel 3-1 Konversi unit lama ke unit API untuk log GR yang digunakan Schlumberger
Hasil logging NGT disebut log NGS. Uranium dan thorium dalam skala ppm (part per million), dan potasium dalam persentase bobot (1%=10 4 ppm). Walaupun konsentrasi potassium jauh lebih besar dibandingkan dua unsur lainnya, tingkat aktifitas ketiga unsur radioaktif itu adalah hampir sama. 4. NGS log Tidak seperti log GR, yang hanya mengukur radioaktivitas total, log ini mengukur jumlah gamma ray dan juga mengukur tingkat energi dari masing-masing unsur radioaktif potassium, thorium dan
uranium dan juga penentuan konsentrasinya dalam batuan formasi. a.
Prinsip Kebanyakan dari radiasi gamma-ray di bumi berasal dari tiga isotop radioaktif, yaitu potassium, uranium dan thorium. Diasumsikan pembentukannya melalui kesetimbangan tersendiri, dimana isotop anak membelah tepat pada saat mereka terproduksi dari isotop induk, sehingga secara proporsional, jumlah isotop induk dan isotop anak akan relatif konstan pada waktu tertentu. Alat ukur NGS menggunakan detektor sodium iodide scintillation. Sinar gamma terpancar secara acak menuju detektor. Interaksi dengan formasi akibat dari; efek fotoelektrik, efek Compton, dan pair production, akan mengakibatkan sinar tersebut menghambur dan kehilangan energi sehingga spektrum yang semula seperti diperlihatkan pada Gambar 3-2 akan berubah menjadi spektrum Gambar 3-3.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
Gambar 3-2 Spektrum emisi sinar Gamma dari mineral radioaktif
Gambar 3-3 Kurva respon potassium, thorium dan uranium (detector Nal crystal) Manajemen Produksi Hulu
: 4 dr 22 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
b.
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 5 dr 22 : 2 / Juli 2003
Presentasi log NGS log membutuhkan pencatatan jumlah atau konsentrasi potassium, thorium dan uranium dari formasi. Pencatatan ini biasanya diperlihatkan pada track 2 dan 3 di Gambar 3-4. Konsentrasi thorium dan uranium dalam skala parts per million (ppm), sedangkan potassium dalam skala persen (%). Dalam Gambar 3-3, dengan mengetahui respon dari peralatan dan jumlah yang didapat dari setiap window (W1, W2, W3), maka akan dapat ditentukan jumlah dari thorium 232, uranium 238, dan potassium 40 di formasi. Sangat jarang sekali pengukuran dilakukan pada selang energi yang tinggi dengan penentuan puncak yang paling baik, sehingga pengukuran dilakukan untuk mendapatkan variasi statistik yang lebih luas, bahkan pada logging dengan kecepatan rendah. Dengan memasukkan kontribusi penghitungan selang energi yang tinggi, bagian energi rendah pada spektrum (W1 dan W), maka variasi statistik pada windows energi tinggi akan dapat dikurangkan dengan faktor 1.5 sampai 2 yang kemudian dapat dikurangi lagi dengan menggunakan teknik penyaringan, yang membandingkan perhitungan pada kedalaman tertentu dengan elemen radioaktif, sehingga kurva GR standar (total) dapat dilihat pada track 1.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
Gambar 3-4 Log spektometri sinar Gamma
Manajemen Produksi Hulu
: 6 dr 22 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
c.
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 7 dr 22 : 2 / Juli 2003
Interpretasi Contoh unsur radioaktif yang terdapat di alam antara lain:
d.
Potassium: mika, feldspar, lempung-bermika
Thorium: sepih, mineral berat
Uranium: fosfat, bahan-bahan organik
Aplikasi Log NGS, selain dapat digunakan untuk mendeteksi, mengidentifikasi dan mengevaluasi mineral radioaktif, juga digunakan untuk membantu menidentifikasi tipe lempung dan menghitung volume lempung, yang pada akhirnya kita akan dapat memperhitungkan lingkungan pengendapan, sejarah diagenesa dan karakter petrofisis batuan. Respon thorium dan potassium dari log NGS biasanya mengindikasikan lempung lebih baik dibandingkan dengan log GR ataupun indikator lempung lainnya, demikian juga halnya untuk pasir-berlempung. Log NGS juga dapat digunakan dalam membuat suatu korelasi pada lapisan yang mengandung thorium dan potassium. Dengan mengkombinasikan log NGS dengan log litologi-sensitif lainnya (seperti GST dan log neutron), maka kita akan dapat melakukan analisa terhadap campuran litologi yang sangat rumit secara volumetrik. Untuk campuran yang tidak begitu rumit, kita akan dapat mengidentifikasi mineral dengan tingkat kepastian yang lebih tinggi dan juga perhitungan volume yang lebih akurat.
5. Neutron Log Log neutron pada cased-hole digunakan untuk menggambarkan formasi berpori dan penentuan porositasnya, dimana log merespons jumlah hidrokarbon yang terdapat dalam formasi. Log neutron juga mempunyai kelebihan dalam menggambarkan korelasi untuk open-hole dibandingkan log gamma ray. Zona gas dapat diidentifikasi dengan membandingkan log neutron terhadap log sonic porosity atau core porosity.
a.
Prinsip dasar Neutron adalah partikel listrik yang netral, yang mempunyai massa hampir sama dengan massa atom hidrogen. Neutron berenergi tinggi terpancar secara berkesinambungan dari sumber radioaktif, yang kemudian bertubrukan dengan nukleus dari material formasi, yang dikenal
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 8 dr 22 : 2 / Juli 2003
dengan “tubrukan bola biliar ”, dimana neutron akan kehilangan sebagian dari energinya setiap kali terjadi tubrukan. Kehilangan energi ini tergantung pada massa relatif nukleus yang bertubrukan dengan neutron. Energi yang hilang akan semakin besar bila neutron bertubrukan dengan partikel yang massanya hampir sama, contohnya hidrogen, dalam arti bahwa perlambatan partikel neutron akan sangat bergantung pada jumlah partikel hidrogen dalam formasi. Perlambatan ini akan berlangsung dalam jangka waktu mikrodetik, bersamaan dengan hilangnya energi sekitar 0.025 eV. Partikel neutron ini kemudian akan menyebar secara acak sampai tertangkap oleh partikel atom lainnya, seperti klorin, hidrogen atau silikon. Ketika konsentrasi hidrogen dari material yang menangkap partikel neutron sangat besar, maka sebagian besar partikel neutron akan mengalami perlambatan dan tertangkap tidak jauh dari sumbernya. Sebaliknya, jika konsentrasi partikel hidrogen kecil, maka neutron akan menempuh jarak yang lebih jauh sampai tertangkap. Berdasarkan hal ini, derajat penghitungan detektor akan meningkat seiring dengan menurunnya konsentrasi hidrogen, dan juga sebaliknya. 6. Sonic Log a.
Prinsip Dalam kasus well-log, dinding sumur, lapisan formasi, kekasaran lubang dan rekahan merupakan gambaran diskontinuitas akustik yang signifikan. Sehingga, fenomena pembelokan gelombang, pemantulan, dan konversi pada akhirnya akan menuju kemunculan banyak gelombang akustik dalam lubang sumur ketika log suara sedang dijalankan. Dari pertimbangan ini, dianggap akan banyak energi akustik yang diterima oleh penerima di peralatan sonic log. Penerimaan energi ini dalam casing diperlihatkan dalam bentuk gelombang akustik pada Gambar 3-10.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 9 dr 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3-10 Bentuk gelombang suara dalam cased hole dengan ikatan semen yang baik Untuk pengukuran kecepatan di cased-hole, biasanya digunakan Array-Sonic. Alat ini dua transmitter piezoelektrik (5 sampai 18 kHz), yang jarak antaranya berkisar 2 ft (3 ft dan 5 ft dari bagian atas transmitter. Untuk cased-hole, penerima transmisi ini digunakan untuk membuat CBL 3-ft dan VDL 5-ft standar. Ilustrasi perlatan ini dapat dilihat pada Gambar 3-12.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 10 dr 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3-12 Peralatan Array-Sonic pada mode CBL b.
Presentasi log Pada umumnya kecepatan suara pada litologi formasi berkisar antara 6000 sampai 23000 ft/sec. Untuk menghindari nilai desimal yang sangat kecil, t direkam dalam satuan mikrodetik/kaki ( µs/ft ) dimana nilainya akan berkisar 44 µs/ft untuk dolomite padat (porositas sama dengan nol) hingga 190 µs/ft untuk air. Waktu transit interval biasanya diukur dengan skala linier di trek 2 dan trek 3 dari log (Gambar 3-13)..
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
Gambar 3-13 Presentasi Sonic Log
Manajemen Produksi Hulu
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 11 dr 22 : 2 / Juli 2003
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 23
CASED HOLE LOG
c.
Halaman Revisi/Thn
: 12 dr 22 : 2 / Juli 2003
Penentuan Porositas (Persamaan Waktu Rata-rata Wyllie) 1.
Batupasir gabungan dan kompak ( Consolidated and Compacted Sandstone) Dari hasil beberapa percobaan, untuk formasi yang kompak dan bersih, dengan distribusi pori-pori kecil yang merata, Wyllie memebuat suatu persamaan hubungan weightedaverage antara porositas dan waktu transit kompresional, yaitu: t LOG = Φt f + (1 – Φ) t ma
dimana : t LOG = pembacaan di log sonic ( µs/ft ) t ma = waktu transit pada material matriks t f = waktu transit dari fluida pensaturasi (sekitar 189 µs/ft untuk sistem lumpur
air bersih Pada umumnya, batupasir gabungan dan kompak mempunyai porositas berkisar antara 15 sampai 25%. Di beberapa formasi, respon dari log sonic terlihat tidak bergantung terhadap kandungan pori; air, minyak, gas dan serpih. Untuk batupasir dengan porositas yang lebih tinggi (>30%) yang mempunyai saturasi air yang kecil, saturasi hidrokarbon yang besar, dan invasi yang dangkal ( shallow invasion), nilai t dapat lebih besar dibandingkan dengan formasi yang sama dimana porinya tersaturasi air. 2.
Batuan karbonat ( Carbonates) Untuk batuan karbonat, struktur pori dan distribusi ukuran pori akan sangat berbeda dengan batuan pasir. Biasanya akan terdapat porositas sekunder seperti vugs dan rekahan yang ukurannya lebih besar dibandingkan porositas primer. Porositas sekunder ini dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan: Φ2 = Φt – ΦSV
dimana: ΦSV = (t LOG - t ma)/(t f – t ma) Φt adalah porositas total yang nilainya dapat diperoleh dari log neutron dan/atau log
densitas.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
3.
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 13 dr 22 : 2 / Juli 2003
Batupasir tidak-kompak ( Uncompacted Sandstone) Jika formasi tidak cukup kompak, nilai t yang didapatkan akan lebih besar dibandingkan dengan nilai porositas yang didaptkan dari rumus waktu rata-rata ( time-average formula), tetapi hubungan antara Φ dan t masih tetap linier. Untuk kasus ini, digunakan faktor koreksi empirikal, BC p terhadap nilai ΦSV , sehingga persamaan menjadi: ΦSV = [(t LOG - t ma)/(t f – t ma)] x (1/BC p)
Dengan menggunakan metode Neutron, Φ N dapat dibandingkan dengan ΦSV (atau t ) dengan menggunakan Chart Por-3, dimana BC p = ΦSV / Φ N .
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
4.
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 14 dr 22 : 2 / Juli 2003
Persamaan empiris berdasarkan penelitian lapangan Transform empiris ini dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan: ΦSV = [C(t LOG – t ma)]/(t LOG)
dimana untuk beberapa partikel, nilai t ma antara lain:
5.
Pasir kwarsa
56 µs/ft (17,850 ft/det)
Batu kapur
49 µs/ft (20,500 ft/det)
Dolomit
44 µs/ft (22,750 ft/det)
Interpretasi shear-wave Data waktu transit dari shear-wave berguna untuk mengidentifikasi mineral dalam matriks dan fluida pori (Gambar 3-14).
Gambar 3-14 Sonic-derived compressional dan shear crossplot Dari sebaran shear-wave, parameter yang dapat diperkirakan antara lain: Batu pasir
t ma = 86 µs/ft
Batu kapur
t ma = 90 µs/ft
Dolomit
t ma = 76 µs/ft
Anhidrit
t ma = 100 µs/ft
Air
t ma = 350 µs/ft
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
d.
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 15 dr 22 : 2 / Juli 2003
Kualitas log Kualitas dari sonic log bergantung pada acoustic coupling dari casing dan formasi. Gambar 315 memperlihatkan perbandingan antara BHC log yang dijalankan pada saat open hole dengan Array-Sonic log yang dijalankan setelah sumur ditutup dengan casing 7-in.
Gambar 3-15 Perbandingan openhole dan cased-hole log sonic dengan peralatan CET
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 16 dr 22 : 2 / Juli 2003
Dari Gambar 3-16 dapat dilihat kesesuaian antara openhole dan cased-hole dari log sonic walaupun dari hasil Variabel-Density log, yang dijalankan bersamaan dengan Array-Sonic tool, memperlihatkan beberapa zona dengan bonding yang buruk.
Gambar 3-16 Perbandingan openhole dan cased-hole dengan tampilan VDL
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
e.
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 17 dr 22 : 2 / Juli 2003
Aplikasi Bila dikombinasikan dengan CNL neutron log, sonic log akan dapat menemukan litologi dan kehadiran gas. Gambar 3-17 memperlihatkan cased-hole sonic/CNL porosity log yang dijalankan melalui formasi gas bearing. Zona antara 3424 sampai 3432 ft diperforasi dan menghasilkan 2 juta ft 3/D gas.
Gambar 3-17 Cased-hole sonic dan CNL log memperlihatkan zona gas setebal 8-ft
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 18 dr 22 : 2 / Juli 2003
7. Thermal Decay Time Log Ada dua jenis TDT yang sering dipakai di lapangan, yaitu Dual-Burst TDT dan TDT-K yang masingmasing dipergunakan dipergunakan sebagai standar industri dalam waktu yang lama. Masing-masing alat ini mempunyai diameter 1 11/16 inci. Dual-Burst TDT menggunakan model difusi untuk menganalisa penurunan ledakan neutron di lingkungan bawah permukaan. TDT-K merekam bagian thermal neutron dari formasi dengan menghitung derajat thermal-neutron dari setiap penurunan. a.
TDT-K
Alat ini memberikan nilai waktu penurunan thermal dan kurva rasio yang diturunkan dari derajat perhitungan dari kedua detektor. Pada Gambar 3-18 diperlihatkan bagian “garis lurus” yang merupakan penurunan eksponensial dari densitas neutron. Sedangkan pada Gambar 3-19, diperlihatkan penurunan neytron secara thermal pada pasir kwarsa dengan porositas 38% yang mengandung air dengan kegaraman 95,000 ppm. Waktu = 0 merupakan akhir dari ledakan neutron.
Gambar 3-18 Penurunan dari derajat perhitungan sinar gamma
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 19 dr 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3-19 Kurva penurunan eksponensial Faktor-faktor yang mempengaruhi penghitungan TDT-K adalah efek difusi dan juga efek dari ketidakhomogenan dan lingkungan lubang sumur. b.
Dual Burst TDT
Alat ini menggunakan metode difusi yang memberikan solusi perhitungan yang lebih akurat terhadap persamaan difusi neutron dibandingkan dengan model penurunan eksponensial. Kelebihan metode ini adalah hasil algoritma untuk sigma formasi dan perhitungan tidak bergantung pada fluida pemboran dan tidak perlu memakai koreksi Log Interpretation Charts. Pada Gambar 3-22 diperlihatkan dual burst timing. Grafik ini menggambarkan pengaturan dari ledakan neutron dan counting gates. Ledakan neutron diwakili oleh garis vertikal, sedangkan counting gates diwakili oleh titik-titik.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 20 dr 22 : 2 / Juli 2003
Gambar 3-22 Dual-Burst TDT timing c.
Aplikasi
Kedua peralatan ini dipergunakan untuk menentukan porositas dan pendeteksian gas. 7.
Gamma Ray Spectometry Tool Hasil dari elemen GST berhubungan dengan fluida atau mineral tertentu yang ditemukan di formasi, antara lain: H
H2O, lempung, minyak
Ca
CaCO3, CaMg(CO3)2, CaSO4, CaSO4(H2O)2
Si
SiO2, lempung
Cl
NaCl
S
S, CaSO4, CaSO4(H2O)2
Fe
FeS2, lempung
C
hidrokarbon, CaCO 3, CaMg(CO3)2
Dengan menggunakan hubungan ini, kemudian dapat diperhitungkan karakteristik formasi, seperti litologi, porositas, kegaraman, dan saturasi hidrokarbon. Pada peralatan GST, terdapat dua jenis Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 21 dr 22 : 2 / Juli 2003
interaksi, yaitu fast neutron interaction seperti terlihat di Gambar 3-39, dan neutron capture interaction pada Gambar 3-40.
Gambar 3-39 Fast Neutron Interaction
Gambar 3-40 Neutron Capture Interaction Hubungan antara GST dan elemen mineral dan fluida yang umum terdapat di formasi diperlihatkan pada Tabel 3-7. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI CASED HOLE LOG
NO : PF 23 Halaman Revisi/Thn
: 22 dr 22 : 2 / Juli 2003
Tabel 3-7 Hubungan antara GST dengan mineral dan fluida formasi
Kombinasi dari perhitungan jumlah elemen mineral serta fluida dan peralatan GST dipergunakan untuk memperkirakan:
8.
•
Saturasi minyak di belakan casing
•
Penipisan hidrokarbon dan pergerakan muka-air
•
Tingkat kegaraman air formasi
•
Pengembangan dan perhitungan tudung gas
•
Karakteristik formasi seperti porositas, litologi dan shaliness
•
Identifikasi mineral yang lebih spesifik
•
Gelombang uap dan CO 2
•
Kualitas batubara
Daftar Pustaka Schlumberger: “Cased Hole Log Interpretation Principles/Applications”, Houston, Texas, 1989.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 1/ 10 : 2 / Juli 2003
1. Tujuan Pengukuran resistivitas formasi di belakang casing, untuk membedakan apakah di formasi terdapat air garam atau hidrokarbon. 2. Metode dan Persyaratan 2.1. Metode Mengeluarkan arus listrik besar ke casing, yang akan membocorkan sedikit ke formasi. Susunan elektroda yang dilekatkan ke casing, akan mengukur berapa besar bocornya arus ini, yang akan menunjukkan resistivitas di belakang casing 2.2. Persyaratan 2.2.1.
Peralatan harus dikalibrasi untuk perbedaan antara dua segmen, yaitu segmen alat dan segmen casing
2.2.2.
Peralatan menggunakan frekwensi rendah arus AC
2.2.3.
Tidak ada karat atau scale
2.2.4.
Resistivitas semen lebih kecil dari resistivitas formasi
3. Prinsip Perhitungan dan Aplikasi 3.1. Prinsip Perhitungan Selama pengukuran, peralatan akan diam untuk semampunya mengurangi suara. Dengan menggunakan aliran seperti laterolog di open-hole log, arus listrik dikirim melalui wireline ke peralatan, dan diteruskan ke casing dengan elektroda. Setelah di casing, ia akan mengalir melalui dua arah ke permukaan. Kebanyakan arus akan lewa casing tetapi sebagian akan bocor ke formasi. Peralatan ini juga menggunakan tiga elektroda voltage A, B dan C pada casing untuk mengukur arus yang bocor ke formasi (Gambar 3.1). Arus bocor ini sebanding dengan konduktivitas formasi. Karena peralatan ini mengukur penurunan voltage di casing, dimana arus I akan mengalami tahanan dari segmen casing, maka peralatan harus dikalibrasi untuk perbedaan antara dua segmen tersebut. Hasil output akan sebanding dengan arus formasi tahanan di casing
∆Rc.
∆I,
dan perbedaan
Kalau switch ditaruh di’kalibrasi”, maka arus dialirkan (garis terputus-
putus) dengan sumber arus di dalam sumur yang mempunyai jarak kecil antara sumber dan
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI
NO : PF 24
Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
sebaliknya. Dalam hal ini harga arus formasi
∆I
Halaman Revisi/Thn
dapat diabaikan dan harga
: 2/ 10 : 2 / Juli 2003
∆Rc
dapat dukur
langsung. Kombinasi kedua pengukuran, akan dapat diturunkan harga resistivitas formasi.
Gambar 3.1 Prinsip Pengukuran Instrumen CHFR Biasanya formasi akan mempunyai resistivitas ribuan juta kali dari casing. Dalam hal ini volum batuan akan mengakibatkan perbandingan antara arus di formasi dan arus yang dikeluarkan sekitar 10-3 sampai 10-5 dan tidak 10 -9. Wireline akan membatasi arus yang bisa dipakai sampai beberapa amper saja, sehingga arus di
formasi hanya beberapa miliamper pula. Karena kita mengukur arus formasi melalui penurunan di resistan casing (hanya beberapa puluh mikroohms), maka pengukuran sebenarnya dibuat pada nanoVolt range. Pengukuran pada nanoVolt ini yang menjadi tantangan bagi pembuatan peralatan ini. Peralatan akan menggunakan frekwensi rendah arus AC karena bila digunakan arus DC, akan terjadi polarisasi dan mengarah ke lainnya (drift) untuk pengukuran disini. Skin effect di casing (δ = 10 mm pada 5 Hz) membatasi frekwensi alat hanya beberapa Hertz saja. Kontak listrik antara elektroda alat dengan casing penting sekali dan harus stabil selama dua langkah pengukuran dilakukan. Kalau ada karat atau scale, bisa mempersulit kestabilan ini dan pengukuran bisa salah. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 3/ 10 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.2. Efek Semen Pada Apparent Resistivity Pada Lapisan Resistivitas Besar. Sebagai tambahan, arus yang bocor dari casing akan melalui lapisan semen. Kalau resistivitas semen lebih kecil dari resistivitas formasi, efeknya akan dapat diabaikan (Gambar 3.2). Tetapi bila resistivitas semen sangat tinggi, ini akan menaikkan resistivitas sistim semen-formasi, dan akan menaikkan apparent resistivity (total resistivity) seperti terlihat di Gambar 3.3.
Gambar 3.3. Efek Semen Pada Apparent Resistivity Untuk Formasi Resistivitas Rendah. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 4/ 10 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.4 Koreksi Semen Untuk Casing 7” Dengan Ketebalan Variabel Semennya. Efek semen ini dapat dikoreksi seperti untuk openhole log untuk borehole effect berdasarkan proses 1-D dan gambar 3.4 memberikan koreksi ini. Tetapi karena pengukuran resistivitas semen tidak biasa dilakukan, maka terpaksa harus diasumsi. Klein (1993) melakukan studi resistivitas semen dan mendapatkannya antara 1 dan 10 ohm-m. Dari grafik terlihat bahwa untuk formasi dengan resistivitas diatas 1 – 2 ohm-m akibatnya tidak besar. Selain itu dari pengalaman di lapangan terlihat bahwa efek sekitar dapat diabaikan dibandingkan dengan open hole log. Casing memberikan kesulitan besar tetapi pada saat yang sama memberikan arus terfokus ke formasi. Ia juga membuat short-circuit fluida sumur dan juga formasi diatas zone yang diinginkan, sangat mengurangi efeknya. 3.2. Aplikasi 3.2.1.
Pengawasan Reservoir Untuk mengawasi pergerakan fluida dan kinerja injeksi, instrumen CHFR dijalankan sebanyak empat kali – dua kali sebelum injeksi air dimulai pada sumur terdekat dan dua kali setelah injeksi dilakukan (Gambar 3.5).
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 5/ 10 : 2 / Juli 2003
Gambar 3.5 Tampilan log CHFR di Abu Dhabi Hidrokarbon diamati pada dua pelaksanaan pertama, yang direkam sebelum injeksi air pada sumur injeksi-air pertama. Pada penjalanan alat yang ketiga, dengan injeksi air aktif 300 ft dari sumur observasi, saturasi air meningkat pada interval tertentu. Hasil logging CHFR, di bagian kiri atas, memperlihatkan harga logging di belakangcasing dan pembacaan yang lebih mendalam dan akurat dalam menetapkan initial water saturation sebelum melakukan injeksi dan pengawasan perubahan saturasi jauh dari
lubang bor.
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
3.2.2.
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 6/ 10 : 2 / Juli 2003
Logging untuk evaluasi primer Instrumen CHFR memberikan data resistivitas untuk sumur baru yang sebelumnya tidak mempunyai data log open-hole. Dalam hal ini, peralatan CHFR dapat digunakan untuk evaluasi formasi primer. Instrumen CHFR dijalankan setelah liner 5 ½ in. disemen. Tampilan log secara jelas memperlihatkan interval batu-pasir yang tetap unflushed . Setelah perforasi, zona ini memproduksi minyak-kering sebesar 12,000 B/D.
Gambar 3.6 Perforasi yang dilakukan pada zona produktif
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
3.2.3.
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 7/ 10 : 2 / Juli 2003
Penambahan umur ekonomis lapangan Instrumen CHFR dapat mengidentifikasi zona hidrokarbon yang terlewati sebelum keputusan untuk menutup sumur diambil. Informasi ini akan sangat signifikan dalam perhitungan ekonomis lapangan. Pada Gambar 3.7, tampilan log membuktikan bahwa interval dibawah X720 ft telah kering. Juga diperlihatkan adanya hidrokarbon pada interval antara X680 dan X700 ft.
Gambar 3.7 Identifikasi zona hidrokarbon Penjalanan alat ini dilakukan di Bakersfield, California, dimana satu sumur pada lapangan dengan program injeksi-air ditutup pada tahun 1998 ketika produksi air
Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 8/ 10 : 2 / Juli 2003
mencapai harga yang tidak ekonomis sebesar 1600 BWPD. Pada tahun 2001, sumur ini kemudian dievaluasi kembali menggunakan instrumen CHFR. Plug diset pada kedalaman X710 ft, dan perforasi dilakukan pada interval antara X680
dan X697 ft. Setelah prosedur work-over , sumur menghasilkan 300 B/D minyak. Kedua sumur lainnya di lapangan tersebut juga di- log dengan instrumen CHFR dengan hasil yang sama. Keputusan untuk mengevaluasi kembali kedua sumur ini terbukti sangat menguntungkan karena volume minyak komersial yang signifikan dihasilkan dari ketiga sumur ini (Gambar 3.8).
Gambar 3.8 Perubahan OWC dari lapangan yang diperforasi tersebut. Manajemen Produksi Hulu
PENILAIAN FORMASI Cased Hole Formation Resistivity
(CHFR)
3.2.4.
NO : PF 24 Halaman Revisi/Thn
: 9/ 10 : 2 / Juli 2003
Akurasi dan presisi Akurasi perhitungan CHFR tergantung pada ketebalan dan resistivitas semen. Untuk semen dengan resistivitas kecil, keakuratan perhitungan sebelum dilakukan koreksi adalah sebesar 10% pada 1 ohm-m dan meningkat 3% lebih baik sampai 10 ohm-m. Dengan menggunakan faktor koreksi lingkungan terhadap data log akan meningkatkan akurai perhitungan jika parameter semen diketahui dengan baik.
Gambar 3.9 Hubungan CHFR Dengan Ketebalan dan Resistivitas Semen Presisi perhitungan CHFR tergantung pada rasio signal-to-noise dari perhitungan tegangan (voltage). Pada resistivitas rendah, presisi perhitungan lebih baik dari ±1%. Bila resistivitas tinggi dan ukuran casing yang besar, presisi dapat mencapai ±7% (pada 100 ohm-m). Presisi ini dapat ditingkatkan dengan menambah station time, seperti diperlihatkan pada Gambar 3.10.
Manajemen Produksi Hulu