Identifikasi Petrophysical Rock Type

8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type

1/19

Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type

46

BAB IV

IDENTIFIKASI PETROPHYSICAL ROCK TYPE

4.1 Teori Dasar

Reservoir karbonat Formasi Berai Atas memiliki heterogenitas yang cukup kompleks

hasil dari sedimentasi dan diagenesis. Reservoir karbonat pada umumnya memiliki

hubungan porositas dan permeabilitas yang tidak linear dan sangat tergantung dengan cara

terendapkan dan proses yang terjadi setelah pengendapan. Heterogenitas reservoir pada

penelitian ini terlihat dari plot antara porositas dan permeabilitas dari sampel batuan inti

yang memiliki variasi yang besar dan tidak menunjukkan suatu pola atau hubungan tertentu

(Gambar 4.1). Ketiadaan pola atau hubungan tertentu dari plot porositas dan permeabilitas

terlihat dari nilai koefisien korelasi yang sangat kecil (R2 = 0.12) dan akan menyebabkan

ketidakakuratan dalam pembuatan distribusi properti reservoir.

Gambar 4.1 Plot antara porositas dan permeabilitas dari data batuan inti dengan korelasi

yang buruk.

Untuk mengatasi permasalahan tersebut, Archie (1952) memperkenalkan konsep

petrophysical rock type(PRT) yang didefinisikan sebagai unit batuan yang diendapkan pada

kondisi yang sama dan kemudian mengalami proses diagenesis yang sama sehingga


2/19


47

memiliki hubungan porositas dan permeabilitas tertentu, profil tekanan kapiler tertentu, dan

pada suatu titik di atasfree water level memiliki saturasi air tertentu.

Penentuan rocktypedari reservoir batuan karbonat selama ini telah banyak dilakukan

oleh beberapa peneliti. Salah satu yang pertama adalah Archie (1952) yang membuat

klasifikasi berdasarkan ukuran pori da menghubungkannya dengan sifat petrofisik batuan

(Gambar 4.2). Klasifikasi tersebut sangat berguna dalam memprediksi permeabilitas dan

sifat aliran fluida, namun cukup sulit untuk menghubungkannya dengan model geologi

karena tidak didefinisikan berdasarkan lingkungan pengendapan maupun diagenesis (Lucia,

1995). Klasifikasi lain dibuat oleh Choquette dan Pray (1970) yang menghubungkan antara

jenis pori, lingkungan pengendapan, dan proses geologi yang terjadi (Gambar 4.3).

Klasifikasi ini sangat berguna untuk memprediksi jenis dan evolusi pori terutama dalam

kaitannya dalam eksplorasi hidrokarbon, namun akan sulit untuk menghubungkan

klasifikasi ini dengan sifat petrofisik atau aliran fluida.

Lucia (1995) membuat suatu klasifikasi petrofisika yang dapat digunakan untuk

memodelkan sifat petrofisik batuan karbonat (Gambar 4.4). Lucia menemukan bahwa

geometri pori berhubungan erat dengan tekstur kemas (fabric) batuan yang mengontrol

porositas, permeabilitas, saturasi air, dan sifat aliran fluida dalam batuan. Akan tetapi,

dalam klasifikasinya Lucia justru menggunakan identifikasi ukuran butir sebagai dasar

pengelompokan. Lonoy (2006) menemukan bahwa pada batuan yang memiliki sortasi

buruk, sulit untuk menemukan hubungan yang baik antara porositas dan permeabilitas jika

menggunakan klasifikasi Lucia. Hal ini disebabkan kesulitan dalam mencari ukuran butir

yang dominan pada batuan dengan sortasi yang buruk. Untuk menyempurnakan hal ini,

Lonoy membuat klasifikasi petrofisik batuan karbonat yang baru dengan memodifikasi

klasifikasi Choquette dan Pray (1970). Dalam klasifikasinya Lonoy menggunakan

klasifikasi Choquette dan Pray (1970) untuk membedakan jenis-jenis pori. Klasifikasi

petrofisik batuan karbonat Lonoy (2006) dibuat berdasarkan obsevasi pada jenis, ukuran,

dan distribusi pori yang berbeda dengan klasifikasi Lucia (1995) yang mendasarkan pada

observasi ukuran butir, sortasi, jenis, dan konektivitas pori. Dalam klasifikasinya, Lonoy

membagi reservoir karbonat menjadi 20 sub-kelas (Gambar 4.5) dan diklaim akan

menghasilkan nilai korelasi porositas dan permeabilitas yang lebih baik sehingga

menghasilkan hasil perhitungan log permeabilitas yang sangat mirip dengan data batuan

inti.


3/19


48

Gambar 4.2 Klasifikasi reservoir karbonat berdasarkan kenampakan ukuran pori (Archie,

1952).

Gambar 4.3 Klasifikasi jenis pori batuan karbonat berdasarkan keterbentukan secarageologi (Choquette dan Pray, 1970).


4/19


5/19


50

......................................Persamaan 2

...................................Persamaan 3

...............Persamaan 4

flow unityang sama jika memiliki kombinasi hubungan porositas dan permeabilitas yang

sama, atau dengan kata lain sama dengan rock type . Flow unit atau hydraulic flow unit

diyakini sebagai produk dari properti geologi yang mengontrol aliran fluida, yang sangat

berhubungan dengan distribusi fasies dan diagenesis. Parameter yang mempengaruhi aliran

fluida dalam pori batuan adalah geometri pore throat yang dikontrol oleh mineralogi (jenis

dan kelimpahan) dan tekstur (ukuran butir, bentuk butir, dan sortasi). Kombinasi yang

berbeda-beda dari hal-hal tersebut dapat menghasilkan klasifikasi flow unit atau rock type

yang berbeda (Abbaszadeh dkk., 1996).

Amaefule dkk. (1993) memperkenalkan konsep reservoir quality index (RQI) dan

flow zone indicator (FZI) yang kemudian dikembangkan oleh Abbaszadeh dkk. (1996)

untuk menentukan rock type pada reservoir. RQI dan FZI diformulasikan sebagai:

dengan k adalah permeabilitas (mD), adalah porositas (%), RQI dan FZI dalam satuan

mikron dan z adalah normalized porosity(tanpa unit) yang diformulasikan sebagai:

Nilai FZI dari sampel batuan inti yang tergolong ke dalam satu rock type akan memiliki

nilai yang tidak jauh berbeda. Untuk membagi nilai-nilai FZI ke dalam satu rock typeyang

sama dilakukan konversi nilai FZI ke dalam bentuk discrete rock type (DRT) yang

diformulasikan sebagai:

[ () ]Kemudian melalui plot silang antara FZI dan probabilitas kumulatif dapat diidentifikasi

jumlah rock typeyang ada.

Konsep RQI dan FZI didasarkan pada asumsi bahwa pore throat size adalah faktoryang mengontrol karakter petrofisik reservoir khususnya permeabilitas dan profil tekanan

.............................Persamaan 1


6/19


51

kapiler, namun proses sedimentasi dan diagenesis yang menghasilkan pore throat size

tersebut tidak dilibatkan dengan anggapan bahwa batas-batas flow unitatau rock typetidak

selalu sama dengan batas fasies (Abbaszadeh dkk., 1996). Fasies dan diagenesis justru

dijadikan sebagai alat validasi terhadap flow unit atau rock type yang telah berhasil

diidentifikasi (Amaefule dkk., 1993).

4.2 Identifikasi Petrophysical Rock Type

Untuk melakukan identifikasi petrophysical rock type, metode yang akan digunakan

adalah metode flow zone indicator (FZI). Data yang akan digunakan adalah hasil

pengukuran porositas dan permeabilitas laboratorium dari sampel core plug batuan inti

berjumlah 259 sampel dengan 99 sampel memiliki data sayatan tipis dari empat sumur

eksplorasi (Tabel 4.1).

Tabel 4.1 Ketersediaan data pengukuran porositas dan permeabilitas laboratorium batuan

inti serta sayatan tipis.

Dengan menggunakan Persamaan 1, Persamaan 2, dan Persamaan 3, maka akan

didapatkan nilai FZI untuk masing-masing sampel. Nilai FZI tersebut selanjutnya diplot

bersama dengan nilai probabilitas kumulatif untuk tiap sampel sehingga dapat diidentifikasi

jumlah rock typeyang ada yaitu lima rock type(Gambar 4.6). Pada plot silang antara nilai

FZI dan probabilitas kumulatif, terlihat PRT 1 (FZI = 39.38-110.00) memiliki rentang nilai

FZI yang lebih besar daripada PRT 2 (FZI = 7.26-31.03), PRT 3 (FZI = 2.64-6.94), PRT 4

(FZI = 0.97-2.57), dan PRT 5 (FZI = 0.20-0.94) yang mengindikasikan bahwa PRT 1

memiliki ukuran pore throatyang terbesar dan PRT 5 memiliki ukuran pore throatyang

terkecil. Berdasarkan ukuran pore throatmaka dapat disimpulkan bahwa PRT 1 memiliki

kapasitas untuk melewatkan fluida paling baik sedangkan PRT 5 adalah yang paling buruk.

Setelah mendapatkan jumlah rock typeyang ada melalui plot silang antara nilai FZI

dan probabilitas kumulatif, nilai porositas dan permeabilitas dari masing-masing rock type


7/19


52

Gambar 4.6 Plot silang antara nilai FZI dan probabilitas kumulatif untuk menentukan

jumlah rock typeyang ada.

Gambar 4.7 Plot silang antara porositas dan permeabilitas dari kelima rock type besertahubungan antara sebaran data tiap rock typedengan persamaan garis yang mewakilinya.


8/19


53

diplot untuk melihat hubungan porositas dan permeabilitas dari masing-masing rock type

(Gambar 4.7). Terlihat pada hasil plot porositas dan permeabilitas bahwa kelima rock type

tidak memiliki perbedaan pada nilai porositas namun sangat berbeda pada nilai

permeabilitas. Rentang permeabilitas terbesar dimiliki oleh PRT 1 dan terkecil dimiliki oleh

PRT 5. Tiap rock type yang telah diklasifikasikan memiliki hubungan porositas dan

permeabilitasnya masing-masing yang ditandai dengan persamaan garis yang mewakili tiap

rock type. Persamaan garis yang mewakili tiap rock type akan memiliki nilai koefisien

korelasi (R2) yang mencerminkan kedekatan hubungan antara sampel data dengan

persamaan garis yang mewakilinya. PRT 1 memiliki koefisien korelasi R2= 0.42, PRT 2 R2

= 0.69, PRT 3 R2 = 0.93, PRT 4 R2 = 0.90, dan PRT 5 R2 = 0.64. Semakin besar nilai

koefisien korelasinya maka hasil perhitungan log permeabilitas yang dihasilkan akan

semakin mendekati nilai pengukuran permeabilitas dari batuan inti.

Setelah pengklasifikasian rock typeberdasarkan nilai FZI, selanjutnya rock typeakan

dikarakterisasikan berdasarkan aspek geologinya. Karakterisasi aspek geologi ini menjadi

penting untuk memahami bagaimana hubungan porositas dan permeabilitas dari tiap rock

type secara geologi. Karakterisasi secara geologi ini akan dilakukan dengan mengamati

sayatan tipis yang tersedia dan tersebar ke dalam lima rock type(Gambar 4.8).

Sayatan tipis yang telah dideskripsi akan dikelompokkan berdasarkan lithofasies dan

asosiasi fasiesnya. Pengelompokkan ini bertujuan untuk mengamati hubungan asosiasi

fasies dengan perkembangan porositas dan permeabilitas. Telah disebutkan sebelumnya

pada Bab 3 bahwa sampel dengan deskripsi lithofasies tertentu akan berkorelasi terhadap

lingkungan asosiasi fasies tertentu pula. Lithofasies coraline-red algal boundstone,skeletal

grainstone, dan coraline-red algal pack-wackestone akan berkorelasi dengan lingkungan

pengendapan berarus relatif kuat yaitu asosiasi fasies platform rim, sedangkan lithofasies

larger foraminiferal pack-wackestonedan argillaceous foraminiferal wacke-mudstoneakan

berkorelasi dengan lingkunga berarus relatif lemah yaitu asosiasi fasies platform interior.

Teramati pada plot silang bahwa asosiasi fasies tidak mempengaruhi terhadap pembagian

rock typenamun sebaran dari sampel asosiasi fasies platform rimmenyebar pada interval

dengan permeabilitas yang baik dan sebaliknya sampel asosiasi fasies platform interior

menyebar pada interval dengan permeabilitas yang buruk (Gambar 4.9). Dari temuan

tersebut dapat disimpukan bahwa asosiasi fasies lingkungan pengendapan hanya

berpengaruh terhadap interval reservoir atau non reservoir dan bukan penyebab terjadinya

hubungan porositas dan permeabilitas yang spesifik dari tiap rock type.


9/19


10/19


55

4.3 Validasi Petrophysical Rock Type

Pada proses sebelumnya telah teridentifikasi lima PRT dengan karakteristik hubungan

porositas dan permeabilitas yang spesifik. Langkah selanjutnya adalah melakukan

pembuktian validasi dari pembagian tersebut. Cara pertama untuk melakukan validasi

adalah dengan mengamati antara garis FZI rata-rata dengan sebaran data plot silang antara

normalizedporosity (z) dan rock quality index (RQI) (Gambar 4.10). Setiap PRT akan

dapat dikarakterisasikan oleh nilai FZI rata-rata yang berbeda dan akan mengikuti pola dari

tiap garis FZI rata-rata.

Gambar 4.10 Plot antara z dan RQI sebagai validasi dari kelima PRT yang telah

diidentifikasi.

Alat validasi PRT yang kedua adalah mercury injectioncapillarypressure (MICP).

Tekanan kapiler dari MICP merupakan teknik yang efektif untuk menguantifikasi geometri

pori khususnya ukuran pori dan ukuran pore throat (Rushing dkk., 2008). Merkuri adalah

fluida bersifat non-wetting yang nyaris sempurna. Fluida ini akan memasuki ruang pori

batuan saat diberi tekanan sampai memenuhi semua ruang pori batuan. Saat tekanan yang

diberikan cukup maka fluida merkuri akan memenuhi pori yang berukuran lebih besar

terlebih dahulu dan kemudian baru diikuti oleh pori yang berukuran lebih kecil.


11/19


56

Data MICP yang tersedia berjumlah delapan sampel yang diambil dari dua sumur

eksplorasi yaitu Kerendan-3 (4Bm & 6Bm) dan West Kerendan-1(101C2, 102C2, 148B2,

165B2, 1129B1, dan 1156B2). Penyebaran delapan sampel terbatas pada PRT 1 sampai

dengan PRT 4, sedangkan PRT 5 belum ada sampel yang mewakili PRT ini (Gambar 4.11).

Keterbatasan data tersebut mengakibatkan validasi hanya dapat dilakukan kepada empat

PRT.

Gambar 4.11 Ketersediaan data sampel MICP pada Formasi Berai Atas di Lapangan

Kerendan yang hanya tersebar ke dalam empat PRT.

Data tekanan kapiler diplot terhadap saturasi wetting phase(dianggap sebagai saturasi

air) dan diberi warna dan simbol yang berbeda untuk tiap sampel (Gambar 4.12). Sampel

MICP 4Bm mewakili PRT 1, 148B2 mewakili PRT 2, 165B2 dan 1129B1 mewakili PRT 3,

6Bm, 101C2, 102C2, dan 1156B2 mewakili PRT 4. Dari profil tersebut terlihat bahwa tiap

PRT memiliki profil tekanan kapiler yang berbeda-beda. Sampel yang mewakili PRT 1

memiliki sifat aliran yang paling baik sedangkan sampel yang mewakili PRT 4 memiliki

sifat aliran yang paling buruk. Fenomena unik terlihat dari sampel yang mewakil PRT 3 dan

PRT 4, tiap sampel memiliki sifat aliran yang cukup bervariasi satu sama lain meskipun

masih berada dalam kisaran yang sama. Hal tersebut bisa disebabkan oleh jenis dan ukuran

pori yang berbeda ataupun ukuranpore throatyang berbeda meski masih dalam satu PRT.


12/19


57

Gambar 4.12 Profil tekanan kapiler dari delapan sampel MICP pada Formasi Berai Atas di

Lapangan Kerendan.

4.4 Deskripsi Petrophysical Rock Type

Sampel sayatan tipis yang telah dideskripsikan kemudian diklasifikasikan ke dalam

kombinasi klasifikasi batuan karbonat Lucia (1995) dan Lonoy (2006). Jenis/tipe porositas

akan mengacu kepada klasifikasi Lucia (1995) yang membagi tipe porositas menjadi tiga,

yaitu interpartikel, separate vug, dan touching vug, sedangkan klasifikasi Lonoy (2006)

akan digunakan untuk mengamati ukuran porositas serta penyebarannya. Selain itu

kombinasi ini ditujukan untuk mengakomodasi kehadiran fracturedan vuggypada batuankarbonat Formasi Berai Atas di Lapangan Kerendan yang tidak terakomodasi pada

klasifikasi Lonoy (2006).

Pada sampel sayatan tipis yang dianalisis, suatu jenis pori umumnya berasosiasi

dengan jenis pori yang lain atau dengan jenis pori yang sama namun berbeda ukuran untuk

menghasilkan suatu hubungan porositas dan permeabilitas tertentu. Kelima jenis PRT

merupakan hasil pengelompokan berdasarkan asosiasi dua atau lebih jenis dan ukuran pori.

PRT1

PRT2

PRT3

PRT4


13/19


58

Pengelompokan ini bertujuan untuk mempermudah identifikasi hubungan porositas dan

permeabilitas dengan jumlah sampel yang terbatas.

Kelima PRT tersebut adalah: PRT 1 (touching vug pores and interparticle micropore

patchy association), PRT 2 (touching vug pores, interparticle micropore patchy, and

intercrystaline macropore patchy association), PRT 3 (touching vug pores, separate vug

pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline mesopore patchy association),

PRT 4 (separate vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline

microporosity patchy), dan PRT 5 (separate vug pores and mudstone microporosity

uniform). Deskripsi dari masing-masing PRT tersebut adalah sebagai berikut:

1. PRT 1 (touching vug pores and interpar ticle micropore patchy association)

PRT 1 merupakan rock type dengan sifat aliran paling baik. PRT ini memiliki porositas

yang kecil berkisar antara 1-3% dengan rata-rata 1.64% dan permeabilitas yang besar

berkisar antara 2-50 mD dengan rata-rata 20.60 mD. PRT ini memiliki tipe porositas

touching vug pores berupa fracture (Gambar 4.13 A) dan solution enlarged fracture

(Gambar 4.13 B) dan porositas interpartikel berupa micropore patchy. Sampel sayatan dari

PRT ini banyak yang sudah mengalami rekristalisasi sehingga porositas interpartikelnya

berkurang drastis namun PRT ini tetap memiliki sifat aliran yang baik dikarenakanterjadinya pembentukan fractureyang intensif dan mengalami pelarutan didalamnya. PRT

ini banyak berasosiasi dengan asosiasi fasiesplatform rimnamun terdapat satu sampel yang

terdapat pada asosiasi fasies platform interior di sumur Kerendan-2. Hal ini

mengindikasikan PRT ini tidak terbatas pada satu asosiasi fasies tertentu.

2. PRT 2 (touching vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline

macropore patchy associati on)

PRT 2 memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 1-8% dengan rata-rata

2.84% dan permeabilitas berkisar antara 0.07-212 mD dengan rata-rata 9.40 mD. PRT ini

memiliki tipe porositas touching vug poresberupa fracture (Gambar 4.13 D) dansolution

enlarged fracture, porositas interpartikel berupa mesopore patchy, dan porositas

interkristalin berupa macroporepatchy (Gambar 4.13 C). Sampel sayatan tipis ini tidak

memiliki hubungan dengan asosiasi fasies tertentu karena dapat ditemukan tidak hanya pada

platform rimtetapi juga padaplatforminterior.


14/19


59

3. PRT 3 (touching vug pores, separate vug pores, interpar ticle micropore patchy, and

intercrystal ine mesopore patchy associati on)

PRT 3 memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 1-10% dengan rata-rata


memiliki tipe porositas touching vug pores berupa fracture, separate vug pores berupa

mouldic (Gambar 4.13 F), porositas interpartikel berupa micropore patchy (Gambar 4.13 E),

dan porositas interkristalin mesopore patchy (Gambar 4.13 F). Sampel sayatan tipis dari

PRT ini memiliki jenis porositas yang cukup beragam mulai dari fracture, mouldic,

interpartikel, hingga interkristalin dan tidak memiliki hubungan dengan asosiasi fasies

tertentu.

4. PRT 4 (separate vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline

microporosity patchy)

PRT 4 memiliki porositas yang sangat bervariasi berkisar antara 1-12% dengan rata-rata


memiliki tipe porositasseparate vug poresberupa mouldic(Gambar 4.14 A & B), porositas

interpartikel berupa micropore patchydan porositas interkristalin berupa micropore patchy

(Gambar 4.14 A). Sampel sayatan tipis dari PRT ini dominan memiliki hubungan denganasosiasi fasiesplatforminteriordan sedikit saja dengan asosiasi fasiesplatform rim.

5. PRT 5 (separate vug pores and mudstone microporosity un iform)

PRT 5 merupakan rock typedengan sifat aliran terburuk pada interval penelitian. PRT ini

memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 2-10% dengan rata-rata 4.40% dan

permeabilitas berkisar antara 0.01-0.2 mD dengan rata-rata 0.04 mD. PRT ini memiliki tipe

porositas separate vug pores (mouldic) (Gambar 4.14 C) dan porositas mudstone

microporosity uniform (Gambar 4.14 D). Sampel sayatan tipis dari PRT ini dominan

terdapat pada asosiasi fasiesplatforminteriordan sedikit pada asosiasi fasiesplatformrim.

PRT ini banyak terdapat pada interval dengan kandungan lempung yang tinggi yang

dicirikan dengan log sinar gamma yang besar. Porositas yang cukup besar dari PRT ini

kemungkinan besar berasal dari clay boundwateryang terikat pada mineral lempung.


15/19


60

Gambar 4.13 Foto sayatan tipis dari PRT 1, PRT 2, dan PRT 3. A) Foto sayatan tipis PRT 1

dari coraline-red algal boundstoneyang telah mengalami rekristalisasi dan menampakkan

fractureyang intensif. B) Foto sayatan tipis PRT 1 dari coraline-red algal pack-wackestonedengan fracture terbuka dan mengalami disolusi (solution enlarged fracture). C) Foto

sayatan tipis PRT 2 dari coraline-red algal boundstonedengan porositas interkristalin. D)

Foto sayatan tipis PRT 2 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan fracture yang

intensif. E) Foto sayatan tipis PRT 3 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan

porositas intergranular dan termasuk ke dalam interparticle microporosity patchy. F) Foto

sayatan tipis PRT 3 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan porositas fracture,

mouldic, dan interpartikel yang termasuk ke dalam interparticle microporosity patchy.

fracture

soluti on enlarged

intercrystaline

porosity

fracture

intergranular

porosity

fracture

mouldic

intercrystaline

porosity


16/19


61

Gambar 4.14 Foto sayatan tipis dari PRT 4 dan PRT 5. A) Foto sayatan tipis PRT 4 dari

coraline-red algal pack-wackestone dengan porositas mouldic dan interkristalin yang

termasuk ke dalam intercrytaline microporosity patchy. B) Foto sayatan tipis PRT 4 dari

larger foraminiferal pack-wackestonedengan porositas mouldic. C) Foto sayatan tipis dariPRT 5 dari larger foraminiferal pack-wackestone dengan porositas mouldic. D) Foto

sayatan tipis PRT 5 dari argillaceous foraminiferal wacke-mudstone dengan kandungan

material lempung yang banyak dan memiliki jenis porositas mudstone microporosity

uniform.

intercrystaline

porosity

mouldic

mouldic

mouldic

m udstone

microporosity


17/19


18/19


63

Gambar 4.15 Perbandingan PRT hasil obeservasi dari data batuan inti dan PRT prediksi

hasil dari metode neuralnetworkdengan log listrik sebagai data masukan utama pada

sumur Kerendan-2.


19/19


64

Gambar 4.16 Perbandingan PRT hasil obeservasi dari data batuan inti dan PRT prediksi

hasil dari metode neuralnetworkdengan log listrik sebagai data masukan utama pada

sumur Kerendan-3.

Identifikasi Petrophysical Rock Type

Documents

Transcript of Identifikasi Petrophysical Rock Type