lprn loggng

BAB II

ANALISA CUTTING

(CUTTING ANALYSIS)

2.1 TUJUAN ANALISA

Tujuan utama dari pekerjaan analisa cutting ini dilakukan adalah untuk:

1. Mengidentifikasi saturasi hidrokarbon

2. Mengestimasi karakteristik batuan reservoir

3. Mengenal alat dan cara kerja dari alat yang digunakan dalam analisa

2.2 TEORI DASAR

Cutting adalah serpihan-serpihan batuan sebagai akibat tergerusnya batuan

tersebut oleh mata bor pada saat pemboran berlangsung.

Pekerjaan analisa cutting ini dilakukan dalam kerangka pekerjaan mud

logging. Pertama-tama cutting dipisahkan dari aliran lumpur pemboran dengan

menggunakan shale shaker, setelah itu dilakukan deskripsi litologi dengan

menggunakan mikroskop, kemudian dianalisa untuk mengetahui ada tidaknya

kandungan hidrokarbon.

2.2.1 Analisa Lithologi

Dari analisa cutting kita dapat mengetahui saturasi hidrokarbon dan litologi

batuan, pada percobaan ini analisa cutting untuk mengestimasi karakteristik

reservoir hanya dititik beratkan pada lithologinya.

Analisa lithologi dimaksudkan untuk menggambarkan macam-macam

batuan untuk tiap kedalaman. Dimana pedoman dalam pendiskripsian lithologi,

yaitu:

a. Shale

Warna : merah dan hijau

Tekstur : seperti lilin, beludru, dan kertas

Kekerasan : lunak, sedang, kuat, keras, dan rapuh

Lapisan : massive, blocky, fossile, dan splentary

Pabrikasi : laminasi, pecahan, berlapis, dapat dibelah

Mineral tambahan :bentonite, sandy, calcoreus, carbonaceous.

b. Sand

Warna : coklat, abu-abu

Tekstur : sangat halus, halus, medium kasar, sangat kasar

Bentuk butir : bulat, agak bulat, bersudut

Pemilahan : baik, sedang, jelek

Material sekunder : clay, shally, calcereous, dolomite, shalty

Tingkat sementasi : gampang pecah, padat, ringan

Material semen : calcereous, shally, ferrous

Porositas : tidak tampak, jelek, sedang, dan baik

c. Limestone dan Dolomite

Warna : putih, coklat, abu-abu dan hitam

Butiran : chalky, sucrocis, oolitic

Tekstur : sangat baik, baik, sedang, kasar, padat

Ukuran crystal : tak teratur, cryptocristaline, microcristaline,

megacristaline

Material sekunder : shally, shandy, dolomite

Kilap : suram, seperti tanah

Tipe porositas : intergranuler, intercrystaline, runcing, berongga

Setelah dilakukan pendiskripsian lithologi kemudian ditentukan batas-batas

lithologi dengan metode:

1. Metode Prosentase

Secara visual memperkirakan prosentase dari cutting dalam satu kantong

cutting.

2. Metode pertama yang muncul

Metode ini didasarkan adanya lithologi baru yang terlihat pertama kali dari

rangkaian sample cutting yang pertama kali dianalisa

2.2.2 Analisa Porositas

Untuk penentuan porositas batuan dari analisa cutting bersifat kualitatif.

Caranya dengan memeriksa cutting dibawah lensa binokuler. Istilah yang

digunakan adalah :

Tidak jelas (trace) : porositas 0-10 %

Agak jelek (show) : porositas 10- 20 %

Jelas (good) : porositas > 20 %

2.2.3 Analisa Indikasi Hidrokarbon

Dan yang akan dilakukan dalam analisa indikasi hidrokarbon adalah

penampakan noda (staining) , bau (odour), pemeriksaan hidrokarbon.

1. Penampakan Noda

Pada batuan jenis hidrokarbon berat (residu,tar) akan memberikan noda

yang lebih nyata. Jika kadar hidrokarbon dalam batuan cukup tinggi akan terlihat

kesan berupa cucuran.

Tabel 2.1

Kualitas Penampakan Noda Berdasarkan Penyebaran Dalam Batuan

Kualitas Penampakan Presentasi Distribusi Dalam Batuan

Sangat baik >75%

Baik 50-75%

Sedang 25-50%

Buruk <25%

2. Bau (odour)

Biasanya batuan yang mengandung hidrokarbon mempunyai bau yang

spesifik. Kekuatan baunya tergantung dari jenis dan kadar kuantitas kandungan

hidrokarbon didalam batuan. Bau wangi biasanya berasal dari minyak parafine

dan naftatik, sedangkan bau busuk berasal dari minyak aromatik.

3. Pemeriksaan Indikasi hidrokarbon pada Cutting

Yang akan dilakukan pada praktikum ini adalah pemeriksaan indikasi

hidrokarbon dengan pemeriksaan fluoroscopic (UV), prinsip kerjanya: contoh

cutting diletakkan diatas tray kemudian dimasukkan kedalam fluoroscope untuk

melihat ada tidaknya warna fluoresensi. Biasanya hidrokarbon cair atau minyak

memberikan warna tertentu terhadap sinar ultra violet, sedangkan gas dan minyak

residu kadang-kadang tidak berfluorensi.

Tabel 2.2

Warna Fluoresensi Masing-masing Minyak

Jenis Minyak Warna Fluorescensi

Residu Coklat gelap - tidak berwarna

Minyak berat Coklat - kuning tua

Minyak medium Putih - kuning cerah

Minyak ringan Putih biru - biru cerah

Kondensat Ungu - biru cerah

Tabel 2.3

Jenis Residu dan Warna Fluorescenci

Residu Warna Fluorescensi

Batu gamping / dolomite Kuning/ kekuning-kuningan

Batu gamping pasiran Coklat-coklat tua

Paper shale Kuning- coklat kopi

Fosil Kuning putih – kuning coklat

Napal Kuning tua – abu-abu coklat

Grase atau Gemuk Putih susu

Solar Putih terang

Kulit kumbang Biru

Kualitas penampakan fluoresensi ditentukan dari distribusi fluoresensi

dalam contoh batuan, yaitu:

Tabel 2.4

Kualitas Penampang dan Prosentase Distribusi Dalam Batuan

Kualitas Penampakan Presentasi Distribusi Dalam Batuan

Sangat baik >75%

Baik 50-75%

Sedang 25-50%

Buruk <25%

2.3 PROSEDUR PERCOBAAN

1. Mengamati sampel secara langsung dengan mata telanjang.

2. Mendeskripsikan sampel dengan parameter : warna, tekstur, butir.

3. Memasukkan sampel ke dalam Ultraviolet Box.

4. Mengamati sampel dibawah sinar Ultraviolet.

5. Mencatat warna yang dominant sebagai indikasi minyak dan warna yang

tidak dominan sebagai pengotornya.

2.4 ALAT DAN BAHAN

2.4.1 ALAT :

Fluoroscope

2.4.2 BAHAN :

Beberapa macam sample core

2.4.3 Gambar Alat

Gambar alat Fluoroscope (ultraviolet Box)

2.5 HASIL PERCOBAAN

Tabel 2.5

TABEL DATA HASIL PERCOBAAN ANALISIS CUTTING SECARA

FLUORESENSI

No Sample Deskripsi

Sample

Warna

Dominan

Warna

Pengotor Indikasi

1 Warna :

Putih

Tekstur :

Sangat halus

Butir :

Bulat

Coklat gelap Coklat muda

ke abu’an

Sandstone

Jenis Minyak :

Residu

Pengotor :

Batu gamping

pasiran

2 Warna :

Coklat

Tekstur :

Padat, sangat

halus

Butir :

Bulat agak

Bersudut

Coklat muda Putih Sandstone

Jenis Minyak :

Minyak ringan

Pengotor :

Grease atau

gemuk

3 Warna :

Coklat muda

Tekstur :

Halus

Butir :

Agak bulat

Coklat muda Putih –

kuning

cerah

Sandstone

Jenis Minyak :

Minyak medium

Pengotor :

Fosil

4 Warna :

Coklat keabu’an

Tekstur :

Halus, medium

kasar

Butir :

Bersudut

Coklat gelap Kekuningan Sandstone

Jenis Minyak :

Residu

Pengotor :

Batu gamping

dolomite

5 Warna :

Coklat, kuning

Keputih’an

Tekstur :

Medium kasar

Butir :

Agak bulat

Coklat Putih susu

dengan

bercak

coklat

Sandstone

Jenis Minyak :

Residu

Pengotor :

Grease dan batu

gamping pasiran

2.6 PEMBAHASAN

Analisa cutting merupakan proses mengidentifikasi ada atau tidaknya

kandungan hidrokarbon pada sumur yg kita bor, dengan mengambil sample yang

ada di dalam sumur yang kita bor.

Pada pratikum kali ini pratikan menganalisa sample-sample yang telah

ditentukan untuk menentukan kandungan apa yang terdapat pada sample tersebut,

pratikan menggunakan alat yang disebut fluoroscopic, dimana alat ini dapat

mengetahui kandungan apa yg terdapat pada sample tersebut, dengan sinar UV

untuk mendapatkan warna fluoresensi yang ditunjukkan oleh cutting yang

dianalisa, ini digunakan untuk mendeteksi adanya kandungan hidrokarbon pada

sample batuan.

Cutting yang mengandung hidrokarbon mempunyai warna fluoresensi,

yang berarti jika minyak terkena cahaya ultraviolet akan memperlihatkan warna

yang lain dari warna aslinya. Sinar ultraviolet sangatlah efektif digunakan untuk

mengamati keadaan cutting karena setiap yang dikandung dalam cutting itu

sendiiri tersinari oleh sinar UV akan menunjukkan warna yang berbeda-beda

tergantung jenis minyak dan adanya gangguan pada pengamatan warna

fluoresensi yaitu pengotor yang dikandung dari batuan tersebut.

Pada percobaan ini digunakan 4 sample core dimana 3 sample corring

actual lapangan dan dimana 1 sample lagi merupakan sample yang dibuat di

laboratorium.

Hal - hal yang harus diperhatikan saat pengamatan dengan fluoroscopic

adalah :

a. Perbedaan warna harus teliti dan akurat agar hasil yang dicapai

mempunyai prosentase kesalahan yang kecil setelah dikorelasi dengan

analisa log yang lain.

b. Dalam mengamati sample dalam fluoroscope, harus dilihat dengan cermat

untuk membedakan warna ungu yang merupakan warna dari sinar ultra

violet sendiri dengan warna ungu yang mengidikasikan jenis minyak

kondensat.

c. Pada saat pengamatan, lensa kaca pada pengamatan harus bersih dan

chamber untuk sample ditutup agar tidak ada cahaya lain yang masuk.

d. Warna mangkuk atau tempat sample juga haruslah diperhatikan mengingat

kita menggunakan prinsip fluoresensi, yang tiap benda atau zat

mempunyai warna fluoresensi tersendiri terhadap sinar ultraviolet.

2.7 KESIMPULAN

Dari percobaan Analisa Cutting ini didapat kesimpulan dari percobaan

yaitu :

Hasil Analisa :

Sampel 1 menunjukkan Jenis minyaknya adalah Minyak berat,

Dominan warnanya Coklat muda.

Sampel 2 menunjukkan Jenis Minyaknya adalah Minyak ringan, dan

mempunyai warna dominan Biru.

Sampel 3 menunjukkan Jenis Minyaknya adalah Minyak berat, dan

mempunyai warna dominan Coklat muda.

Sampel 4 ini kami menggunakan sample core buatan laboratorium

dimana jenis minyaknya kondensat yang terkontaminasi residu solar,

dan mempunyai warna domian ungu.

Indikasi adanya hidrokarbon dalam cutting dapat dilakukan dengan:

a. Penampakan noda/staining

b. Bau/odour

c. Fluoroscopic (pemeriksaan dengan sinar ultra violet)

d. Metode solvent (perubahan warna cutting setelah diberi solvent

tertentu)

Pemeriksaan fluoroscopic merupakan salah satu cara mengidentifikasikan

hidrokarbon dalam analisa cutting. Analisa cutting dapat digunakan dalam

menentukan adanya minyak atau gas didalam batuan reservoar. Setiap sample

memberikan warna fluoresensi yang berbeda, ini mengindikasikan bahwa pada

setiap sample terdapat kandungan hidrokarbon cair yang berbeda pula.

Hasil analisa yang diperoleh dengan alat fluoroscope, kurang akurat

karena hanya dengan pengamatan visual (mata) saja. Sehingga setiap orang

kadang memberikan pengamatan yang berbeda dan kurang tepat. Untuk itu, dalam

mendeteksi adanya kandungan hidrokarbon perlu dilakukan pengembangan agar

memperoleh hasil yang akurat.

Dilapangan, cutting dipisahkan dari aliran lumpur pemboran dengan

menggunakan shale shaker. Dimana analisa yang dilakukan dapat mengetahui

jenis batuan, kandungan mineral, tekstur, kandungan fosil,dan lain - lain.

BAB III

LOG LISTRIK

(ELECTRICALLY LOG)

3.1 TUJUAN ANALISA

Dalam electric log terdapat dua macam logging, yaitu Spontaneous Log dan

Induksi Log, dimana keduanya mempunyai fungsi dan tujuan penggunaan

masing-masing.

3.1.1 Spontaneous Potensial Log (SP Log)

Dalam industri perminyakan, SP Log dirancang untuk:

1. Mengindetifikasi lapisan-lapisan permeable

2. Mencari batas-batas lapisan permeable dan korelasi antar sumur

berdasarkan batas lapisan

3. Mencari harga Rw

4. Mengetahui ketebalan lapisan

5. Mengkorelasi batuan

6. Menentukan kandungan clay dalam lapisan dengan menggunakan

persamaan:

V clay=1−( ASPESSP )

7. Membedakan lapisan yang bersih dari shale

3.1.2 Resistivity Log

Resistivity log adalah suatu alat yang dapat mengukur tahanan batuan

formasi beserta isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas efektif,

salinitas aiaformasi dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan.

3.1.3. Induction Log

Tujuan dari induction log adalah mendeteksilapisan-lapisan fisis yang jauh

untuk menentukan harga Rt dan korelasi, tanpa memandang jenis lumpur

pemborannya.

3.2. TEORI DASAR

SP Log adalah rekaman mengenai perbedaan arus listrik DC (dalam

milivolt) antara potensial natural karena pergerakan elektroda dalam lubang bor

dengan elektroda yang ditempatkan di permukaan. SP Log tidak dapat beroperasi

pada nonconductive Drilling Mud.

Tujuan utama kurva SP adalah untuk membedakan formasi shale dan non

shale sebagai kurva litologi, kurva SP juga digunakan untuk menentukan batas-

batas lapisan, ketebalan lapisan dan perkiraan secara kuantitatif besarnya

kandungan shale dalam lapisan porous tersebut, serta dapat digunakan untuk

menentukan resistivitas air formasi. Sebelum itu kita tinjau mengenai kondisi

lubang bor yang dipengaruhi oleh filtrat lumpur, berikut notasi-notasi untuk

mempermudah penjelasan dari logging ini.

Permeabel akan selalu terbentuk tiga zone infiltrasi, yaitu:

a) Flushed zone, merupakan zone infiltrasi yang terletak paling dekat dengan

lubang bor serta terisi oleh air filtrat Lumpur yang mendesak kandungan

semula (gas, minyak atau air). Meskipun demikian mungkin saja tidak

seluruh kandungan semula terdesak ke dalam zone yang lebih dalam.

b) Transition zone, merupakan zone infiltrasi yang lebih dalam dimana zone

ini didapati oleh campuran dari air filtrate Lumpur dengan kandungan

semula.

c) Uninvaded zone, merupakan zone infiltrasi yang terletak paling jauh dari

lubang bor, serta seluruh pori batuan terisi oleh kandungan semula. Zone

sama sekali tidak dipengaruhi oleh adanya infiltrasi air filtrat Lumpur.

Kurva SP dihasilkan karena adanya perbedaan potensial dari suatu elektroda

yang berjalan (dari lubang bor) dengan elektroda yang tetap dipermukaan, karena

elektroda melewati berbagai jenis batuan yang berbeda sifat serta kandungannya.

Defleksi negatif ataupun positif terjadi karena adanya perbedaan salinitas

antara lumpur dan kandungan dalam batuan. Dengan menggunakan jenis lumpur

pemboran dari fresh water mud berbagai defleksi SP dapat terbentuk, bentuk itu

disebabkan adanya hubungan antara arus listrik dengan gaya-gaya elektromotif

(elektrokimia dan elektrokinetik) dalam formasi.

Harga SP log untuk serpih cenderung konstan (shale base line).

Penyimpangan SP dapat kekiri atau kekanan tergantung pada kadar garam air

formasi dan filtrasi lumpur. Lapisan permeabel ditandai dengan adanya defleksi

SP log dari shale base line. Defleksi kurva SP log yang tergambar pada slip log

akan memberikan bentuk - bentuk sebagai berikut:

1. Lurus dan biasa disebut dengan shale base line

2. Untuk lapisan yang permeabel (air asin) , kurva SP log berkembang

negatif (ke kiri) dari shale base line

3. Untuk lapisan permeabel (hidrokarbon), kurva SP log akan berkembang

negatif.

4. Untuk lapisan permeabel (air tawar), kurva SP Log akan berkembang

positif (ke kanan) dari shale base line

Ada dua hal yang mengakibatkan timbulnya defleksi SP Log, yaitu:

1. Electrical component (Ec)

Disebabkan karena gerak elektrolit pada daerah dengan konsentrasi

berbeda, diantaranya:

Membran potensial, terjadi pada batas lempung dengan reservoir.

Liquid junction potential, potensial yang ditimbulkan oleh perbedaan

konsentrasi ion (Na+) dan (Cl-) pada kontak cairan formasi, filtrat, dan

lumpur.

2. Electrokinetic component (Ek), terjadi karena bergeraknya air filtrate

menembus kerak lumpur, biasanya terjadi pada lapisan yang permeabel,

disebabkan karena perbedaan tekanan, (Ek)mc.

Faktor-faktor yang mempengaruhi SP adalah:

a. Faktor lithologi

1) Shale/clay, bentuk kurva SP yang merupakan shale base line

2) Lapisan kompak, defleksi SP akan mengecil mendekati shale base line,

tergantung tingkat kekompakan batuan.

3) Lapisan shally, memperkecil defleksi SP mendekati shale base line,

tergantung prosentase shale pada lapisan permeable

b. Faktor kandungan

1) Air asin : Defleksi SP negatif

2) Air tawar : Defleksi SP positif

3) Hidrokarbon : Defleksi SP negatif

4) Air payau : Defleksi SP mendekati shale base line

Jenis log induksi yang sering digunakan adalah Induction Electrikal

Survey (IES). Keunggulan dari log induksi adalah pengaruh diameter lubang bor,

lapisan batuan disekitarnya dan pengaruh invasi air filtrate dapat diperkecil.

Prinsip kerjanya adalah arus bolak balik dengan frekuensi tinggi (± 20.000

cps) yang mempunyai intensitas konstan dikirimkan melalui kumparan pengirim

(transmitter coil) sehingga menghasilkan medan elektromagnetik yang mana akan

menimbulkan arus induksi dalam formasi.

Alat ini dapat mendeteksi dengan baik konduktivitas formasi yang

selanjutnya dikonveksikan dalam satuan resistivity. Dengan demikian setiap

pengukuran akan menghasilkan kurva – kurva:

SP Log untuk menentukan lithologi

Short normal resistivity (SN) untuk menentukan Rxo

Induction Log resistivity (RIL) untuk menentukan Rt

Prinsip dari log induksi (log resistivitas) adalah mengukur tahanan jenis

formasi batuan dan fluida yang dikandungnya terhadap arus listrik yang

melaluinya.

Kurva normal mempunyai obyek dan tujuan pengukuran sebagai berikut:

1. Defleksi kurva RIL yang jauh lebih tinggi daripada kurva SN menunjukan

bahwa salinitas air formasi lebih rendah daripada air filtrat, sehingga

kemungkinan mengandung gas.

2. Deflesi kurva RIL lebih besar sedikit atau lebih jauh sedikit ataupun sama

juga dengan kurva SN, menunjukan tentang adanya minyak.

3. Bila kurva RIL jauh lebih rendah dari kurva SN serta mendekati garis

shale (resistivity shale) berarti menunjukan air asin, namun demikian harus

ditunjang dengan defleksi SP apakah positif atau negatif. Dimana defleksi

positif berasosiasi dengan kandungan air tawar

3.3 ANALISA

3.3.1 Data Percobaan

Depth : 9600 – 9650 ft

Bottom Hole Temperature (BHT) : 350 °F

Temperature Surface : 80 °F

Hole Diameter : 8 inchi

Invation Diameter : 30 inchi

Bed Thickness : 4 ft

Rm @ BHT : 0.43 Ωm

Depth BHT : 9700 ft

Stand Off : 0.5 inchi

Rs : 1 Ωm

Rm @ Ts : 0.3 Ωm

3.3.2 Prosedur Perhitungan

1. Menentukan kedalaman lapisan yang akan dianalisa kemudian melakukan

perhitungan untuk setiap interval kedalaman.

2. Menghitung Tf dengan rumus :

Tf = Ts +

BHT−T S

depth BHT x Kedalaman lapisan

3. Menentukan Rm, Rmf dari log resistivity (18,8 “ normal) kemudian koreksi

harga Rm dengan temperatur formasi

Rmf = R chart x

T S

T f

Rmf corr = 0.75 x Rmf

4. Menentukan shale base line dari kurva SP log

5. Menentukan besarnya harga maksimum SP log sebagai ESP

6. Menentukan harga Ri dengan chart (Amp 18.8 N)

7. Dari harga

R i

Rmchart diameter (di), ketebalan formasi

Menentukan koreksi factor (grafik 2-5) untuk ESP, sehingga harga ESSP

dapat dicari dengan persamaan:

ESSP = ESP x Faktor koreksi

8. Menentukan harga Kc

Kc = 61 + (0.133 x Tf )

9. Menentukan RWeq dengan menggunakan persamaan:

Rweq=Rmfc

10(ESSPKc )

10. Menentukan Rw dengan menggunakan grafik SP-2

11. Menentukan ASP dari chart (per kedalaman)

12. Menentukan nilai Vclay dengan persamaan:

Vclay = 1 - [ ASP

ESSP ]13. Menentukan Rm @ tf dengan persamaan:

Rm @ tf = Rm @ Ts x

T S

T f

14. Menentukan Ri, Ri = (R 18.8” AMP ) / Rm chart

15. Menentukan

R i corr

Rm dengan menggunakan grafik 2-17

16. Menentukan Rxo (resistivism pada invazed zone) dengan persamaan :

Rxo =

R i corr

Rm x Rm chart

17. Menentukan RIL dari chart dengan skala 0-20

18. Menentukan RIL corr dari grafik Rcorr-5

19. Menentukan Ca track dari chart dengan skala 0-1000

20. Menentukan CmGm dari grafik Rcorr-4

21. Menentukan Cin dengan persamaan :

Cin = Ca track – CmGm

22. Menentukan Rin dengan persamaan :

Rin =

1000Cin

23. Menentukan Gxo dari grafik 2-28

24. Menentukan Rt dengan persamaan :

Rt =

1−Gxo

[ 1RILcorr

]−[ Gxo

Rxo]

3.3.3. Perhitungan pada Kedalaman 9644 ft

1. Menghitung temperatur formasi dengan rumus:

Tf = T s +

BHT−T s

depthBHTx kedalaman lapisan

= 80+ 350−80

9700x 9644

= 348.4412 oF

2. Menentukan harga Rm chart dari Resistivity Log = 0.5 Ωm. Menghitung

Rmf dan Rmf corr :

Rmf = Rm chart x

T S

T f

= 0.2 x

80348 . 4412 °

= 0.045919 Ωm


= 0.75 x 0.045919

= 0.034439 Ωm

3. Menentukan shale base line dan harga maksimum SP log sebagai ESP = 18

4. Menentukan harga Ri dari chart = 2,4

5. Menentukan koreksi factor dari ESSP;

Gunakan grafik 2-5 didapat harga K = 1.36666667 dengan perhitungan :

ESSP = ESP x faktor koreksi

= 18 x 1.36666667

= 24.6 MV

6. Menghitung harga Kc dengan rumus :

Kc = 61 + (0.133 x Tf )

= 61+( 0.133x 348.4412° )

= 107.3427

7. Menghitung harga Rweq dengan rumus :

Rweq =

Rmfc

10( ESSP

Kc )

=

0 . 086098

10(24 .6107.3427 )

= 0.050795 Ωm

8. Menentukan harga Rw dengan menggunakan grafik SP-2 :

Rw = 0.025 Ωm

9. Menentukan ASP dari 9644 ft, ASP = 6

10. Menentukan nilai Vclay dengan persamaan:

Vclay = 1 - [ ASP

ESSP ]= 1 -

624 . 6

= 0.756098

3.3.4. Perhitungan pada Kedalaman 9648 ft

1. Menghitung temperatur formasi dengan rumus :

Tf = T s +

BHT−T s

depthBHTx kedalaman lapisan

= 80+ 350−80

9700x 9648

= 348.5525 oF

2. Menentukan harga Rm chart dari Resistivity Log = 0.2 Ωm.

3. Menghitung Rmf dan Rmf corr :

Rmf = Rm chart x

T S

T f

= 0.2 x

80348 .5525 °

= 0.0459041 Ωm


= 0.75 x 0.0459041

= 0.0344281Ωm

4. Menentukan shale base line dan harga maksimum SPlog sebagai ESP= 18

5. Menentukan harga Ri dari chart = 2.4

6. Menentukan koreksi factor dari ESSP;

Gunakan grafik 2-5 didapat harga K = 1.3466 dengan perhitungan :

ESSP = ESP x faktor koreksi

= 18 x 1.3466

= 24.24 MV

7. Menghitung harga Kc dengan rumus :

Kc = 61 + (0.133 x Tf )

= 61+( 0.133x 348.3299° )

= 107.35749

8. Menghitung harga Rweq dengan rumus :

Rweq =

Rmfc

10( ESSP

Kc )

=

0 .0689

10(24 .48107.32788 )

= 0.0204703 Ωm

9. Menentukan harga Rw dengan menggunakan grafik SP-2 :

Rw = 0.025 Ωm

10. Menentukan ASP dari 9648 ft, ASP = 5

11. Menentukan nilai Vclay dengan persamaan :

Vclay = 1 - [ ASP

ESSP ]= 1 -

524 . 24

= 0.7937

Tabel 3.1

Tabel Tabulasi Hasil Analisis Electric Log (part 1)

1 2 3 4 5 6 7

No. Depth (ft) Tf (oF)Rm=R18.8″

Normal

Rmf

(ohm)

Rmfc

(ohm)

Ri=R18.8″

AMP

1 9600 347.2165 0.2 0.04608 0.03456 2

2 9604 347.3278 0.2 0.04606 0.0345 1.7

3 9608 347.4391 0.2 0.04605 0.03453 1.65

4 9612 347.5505 0.2 0.04603 0.03452 1.7

5 9616 347.6618 0.3 0.06903 0.0517 2.4

6 9620 347.7731 0.6 0.13802 0.1035 5

7 9624 347.8845 0.7 0.1610 0.1208 5.1

8 9628 347.9959 0.8 0.1839 0.1379 5.3

9 9632 348.1072 0.7 0.16086 0.12064 5.4

10 9636 348.2185 0.5 0.1148 0.0861 5

11 9640 348.3298 0.4 0.0918 0.06885 4.4

12 9644 348.4412 0.2 0.0459 0.03443 2.4

13 9648 348.5525 0.2 0.0459 0.0344 1.8

Tabel 3.2

Tabel Tabulasi Hasil Analisis Electric Log (part 2)

8 9 10 11 12 13 14 15

K ESP ESSP Kc Rweq Rw ASP Vclay

1.3833 18 24.8994 107.1797 0.02024 0.026 0 1

1.3733

18

24.7194 107.1945

0.02028

6 0.0265 0 1

1.3716 18 24.6888 107.2094 0.02031 0.02655 0 1

1.3733

18

24.7194 107.2242

0.02030

1 0.02655 0 1

1.37 18 24.66 107.23901 0.0304 0.0335 0 1

1.3722 18 24.6996 107.2538 0.0609 0.0673 8 0.6761

1.3368 18 24.0617 107.2686 0.0727 0.078 15 0.3766

1.3 18 23.9742 107.2838 0.0824 0.083 16 0.3326

1.37 18 24.66 107.2982 0.0707 0.075 15 0.3975

1.3533 18 24.36 107.31306 0.0510 0.052 15 0.3842

1.36 18 24.48 107.3278 0.04075 0.041 12 0.5098

1.3666 18 24.6 107.3426 0.0203 0.025 6 0.7560

1.3466 18 24.24 107.3574 0.0204 0.025 5 0.7937

Tabel 3.3

Tabel Tabulasi Hasil Analisis Electric Log (Part 3)

16 17 18 19 20

Rm @ Tf Ri=R18.8″/Rm Ricorr/Rm Rxo RIL

0.06912 10 10 2 2

0.06909 8.5 8.4 1.68 2

0.06907 8.25 8.2 1.64 2

0.06905 8.5 8.4 1.68 2

0.06903 8 8.4 2.52 3

0.06901 8.333 8.9 5.34 5.5

0.069 7.2857 7 4.9 4.5

0.069 6.625 6.6 5.28 5

0.0689 7.7142 8 5.6 5

0.06892 10 10 5 4

0.0689 11 11 4.4 3.5

0.0688 12 12 2.4 2.5

0.06885 9 9 1.88 2

Tabel 3.4

Tabel Tabulasi Hasil Analisis Electric Log (Part 4)

21 22 23 24 25 26 27

RILcorrCa

TrackCMGM Cin Rin Gxo Rt

2.40 750 0.6 749.4 1.3344 0.05 2.4255

2.40 790 0.6 789.4 1.2667 0.05 2.4553

2.40 780 0.6 779.4 1.28303 0.05 2.46

2.40 780 0.6 779.4 1.28303 0.05 2.4553

3.90 700 0.4 699.6 1.42938 0.05 4.01574

7.90 400 0.2 399.8 2.5012 0.05 8.1044

8.0 360 0.2 359.8 2.7793 0.05 8.2753

9.0 320 0.1 319.9 3.1260 0.05 9.3504

9.0 330 0.2 329.8 3.0321 0.05 9.29708

6.0 350 0.3 349.7 2.8595 0.05 6.0638

5.9 450 0.3 449.7 2.2237 0.05 5.143

3.0 550 0.6 549.4 1.8201 0.05 3.04

2.40 780 0.6 779.4 1.28303 0.05 2.4448

3.4 PEMBAHASAN

Faktor - faktor yang mempengaruhi SP log adalah: ketebalan lapisan,

kandungan serpih, kandungan hidrokarbon, kehadiran gas. Prinsip SP log untuk

mengukur beda potensial antara Lumpur pemboran dengan lubang bor.

Langkah awal dalam membaca SP log adalah menentukan garis dasar

serpih (shale base line), yaitu garis lurus pd SP log yang menunjukan adanya

lapisan serpih. Dari shale base line dapat ditentukan nilai ESP dengan cara

menghitung jarak dari kurva SP log ke shale base line. Nilai ESP ini sama untuk

setiap kedalaman. Shale adalah lapisan yang kompak serta porous tapi tidak

permeabel. Secara teori dapat dikatakan bahwa lapisan tersebut tidak prospek.

Namun jika berdasarkan perhitungan didapatkan kandungan hidrokarbon, maka

lapisan yang tidak prospek tersebut dapat ditanggulangi (misalnya: pengasaman

dan perekahan).

Dari perhitungan keseluruhan didapat nilai Vclay yang rata-rata mendekati 1

dan tepat 1.Nilai Vclay = 1, menunjukan bahwa lapisan tersebut dominan shale.

Pada pembacaan grafik, hasil yang didapatkan mungkin belum terlalu

sempurna. Hal ini disebabkan antara lain karena ketidaktelitian saat pengukuran

defleksi pada chart electric log, selain itu karena gambar chart yang kurang jelas

dan kabur menyebabkan pembacaan chart menjadi kurang akurat.

3.5 KESIMPULAN.

SP Log dapat digunakan untuk membedakan shale formation dengan non-

shale, menentukan resistivitas air formasi, dan batas lapisan permeable.

1. Kurva SP akan terpengaruh oleh ketebalan lapisan, kandungan serpih dan

kehadiran gas.

2. Jika Vclay lebih dari 1 (satu) nilainya, maka lapisan batuan tersebut bukan

batuan permeabel.

3. Pada kedalaman yang dianalisa, nilai Rt yang didapat disimpulkan bahwa

pada kedalaman tersebut mengandung hidrokarbon (minyak) dan didukung

dari kurva SP yang menunjukan lapisan porous dan permeabel.

4. Dari analisis kualitatif diprediksikan pada lapisan antara 9600 - 9648 ini,

kemungkinan mengandung air asin atau hidrokarbon, pernyataan ini

diperkuat dengan defleksi pada kurva Spontaneous Potential menunjukkan

defleksi ke arah kiri dari shale base line.

5. Dilihat dari data yang didapat, maka pada lapisan antara 9600 – 9648 ft ini

kemungkinan lapisan ini prospek.

6. Prospek atau tidaknya suatu lapisan hidrokarbon dapat dilihat dari defleksi

kurva SP dan juga defleksi antara kurva RIL dan SN serta permeabel dari

suatu batuan dilihat dari Vclay yang terkandung pada lapisan tersebut.

7. Rw dicari sebagai perbandingan harga Rt jika harga Rw lebih besar dibanding

Rt, menunjukkan resistivitas yang rendah sehingga kemungkinan sedikit

hidrokarbon, begitu juga sebaliknya.

8. Tabel yang memperhitungkan harga Vclay.

Tabel 3.5

Tabulasi Penilaian (Prospek atau Non Prospek)

Depth (ft) Vclay Prospek atau Non Prospek

9600 1 Prospek

9604 1Prospek

9608 1 Prospek

9612 1 Prospek

9616 1 Prospek

9620 0.6761 Prospek

9624 0.3766 Non Prospek




9640 0.5203 Prospek

9644 0.7613 Prospek

9648 0.8011 Prospek

BAB IV

LOG RADIOAKTIF

(RADIOACTIVE LOG)

4.1. TUJUAN ANALISA

4.1.1. Gamma Ray Log

Gamma Ray Log dirancang untuk :

1. Untuk membedakan lapisan - lapisan shale dan non shale pada sumur -

sumur open hole atau cased hole dan juga pada kondisi ada lumpur

maupun tidak.

2. Sebagai pengganti SP Log untuk maksud - maksud pendeteksian lapisan

permeabel, karena untuk formasi yang tidak terlalu resistif (Rw/Rmf) hasil

SP Log tidak akurat.

3. Untuk korelasi batuan.

4. Untuk mendeteksi mineral - mineral radio aktif.

5. Untuk mengetahui prosentase kandungan shale pada lapisan permeabel.

6. Untuk mengetahui kedalaman perforasi yang telah diinjeksikan air (water

plugging).

4.1.2. Neutron Log

1. Untuk menentukan porositas (Ф) total.

2. Untuk mendeteksi adanya formasi gas setelah dikombinasikan dengan

porosity tool lainnya (Density Log)

3. Untuk penentuan korelasi batuan.

4.1.3. Density Log

1. Untuk mengukur porositas batuan.

2. Untuk mengidentifikasi mineral batuan.

3. Untuk mengetahui shally sand dan litologi yang kompak.

4.2. TEORI DASAR

Pada Gamma Ray Log, parameter yang diukur adalah intensitas radioaktif

alamiah yang dikandung oleh batuan.

Intensitas radio aktif yaitu sinar alfha (α), sinar beta (β), dan sinar gamma (γ).

Sinar Alpha dan Beta daya tembus lemah sehingga sinar tersebut terabsorsi oleh

batuan, akibatnya intensitas radio aktif tidak tertangkap oleh alat. Sinar gamma (γ)

daya tembusnya paling besar (kuat) sehingga dapat terdeteksi oleh alat.

Yang diukur oleh Gamma Ray Log adalah sinar gamma, besar kecilnya

intensitas radio aktif alamiah terkandung dari jenis batuannya, sehingga dari besar

kecilnya intensitas yang tertangkap oleh alat dapat diketahui jenis batuannya,

Sinar radio aktif disebabkan oleh disentegrasi unsur-unsur radio aktif, seperti:

a. Uranium (U238) : Umumnya pada batuan sand stone.

b. Thorium (Th232) : Umumnya pada batuan sand stone.

c. Potasium (K40) : Umumnya pada batuan shale.

Log GR diskala dalam satuan API (GAPI), satuan API = 1/200 dari

tangkapan yang didapat dari kalibrasi standar suatu formasi tiruan yang berisi

Uranium, Thorium, dan Potasium dengan kuantitas yang diketahui dengan tepat

dan diawasi oleh API di Houston, Texas.

Log GR biasanya ditampilkan pada kolom pertama, bersama dengan kurva SP

dan kaliper. Biasanya di skala dari kiri ke kanan dalam 0-100 atau 0-150 API.

Tingkat radiasi lebih tinggi dibandingkan batuan lain karena unsur-unsur

radio aktif cenderung mengendap dibatuan serpih yang tidak permeabel, hal ini

terjadi selama proses perubahan geologi batuan.

Prinsip kerja dari Neutron Log adalah memancarkan partikel neutron

(misalnya AmBe) ke dalam formasi, menurut teori fisika nuklir terdapat beberapa

macam interaksi yang mungkin terjadi:

a. Tumbukan Elastis

Partikel neutron terpental setelah tumbukan dengan inti atom formasi tanpa

terjadi apa-apa.

b. Tumbukan Inelastis

Sebagian tenaga dari partikel neutron diberikan kepada inti atom. Karena

tumbukan tenaga kinetik tersebut, inti atom dapat pindah ke tingkat tenaga

atom yang lebih tinggi, kemudian melapuk dengan melepaskan kelebihan

tenaga berupa sinar gamma.

c. Tangkapan Neutron

Inti atom menyerap seluruh tenaga neutron, berpindah ke tingkat tenaga yang

lebih tinggi karena tambahan tenaga kinetik dari neutron kemudian melapuk

dengan memancarkan sinar gamma.

d. Aktifasi

Proses hampir sama dengan peristiwa tangkapan neutron, akan tetapi selama

proses pelapukan inti atom memancarkan sinar beta, gamma dan juga

elektron.

Untuk CNT (Compensated Neutron Log), interaksi yang menarik adalah

tumbukan elastis. Pada interaksi ini hukum kekekalan tenaga berlaku, maka

neutron akan kehilangan tenaga karena tumbukan dengan inti formasi sepanjang

perjalanannya di dalam formasi sampai ditangkap oleh atom saat neutron hampir

kehilangan seluruh tenaga.

Tangkapan alat neutron terurtama mencerminkan banyaknya atom hidrogen

dalam formasi. Karena minyak dan air mempunyai jumlah hidrogen per unit

volume yang hampir sama, neutron akan memberikan tanggapan porositas fluida

dalam formasi bersih, akan tetapi neutron tidak dapat membedakan antara atom

hidrogen bebas dengan atom-atom hidrogen yang secara kimia terikat pada

mineral batuan, sehingga tanggapan neutron pada formasi lempung yang banyak

mengandung atom hidrogen di dalam susunan molekulnya seolah-olah

mempunyai porositas yang lebih tinggi.

Gas mempunyai konsenterasi hidrogen yang lebih rendah yang bervariasi

dengan suhu dan tekanan, sehingga bila terdapat gas dalam lapisan yang cukup

dekat dengan dinding sumur masih dalam jangkauan alat neutron, akan

memberikan pembacaan porositas yang lebih rendah daripada porositas formasi

sesungguhnya.

Cairan garam NaCl dari filtrat lumpur di dalam daerah rembesan akan

mengurangi konsenterasi dari atom hidrogen. Sehingga porositas CNL perlu

dikoreksi terhadap salinitas.

Menurut teori fisika nuklir, bila sinar gamma dengan tenaga tinggi

ditembakkan ke suatu bahan ada 3 jenis interaksi yang mungkin terjadi:

1. Gejala Fotolisterik, bila energi mula-mula E<100 ke V.

2. Hambatan Compton, bila 75 ke V<E<2 MeV.

3. Produksi Kamar, bila E>1.2 MeV.

Sinar Gamma mempunyai sifat men-dua artinya pada saat dapat berbentuk

gelombang elektromagnetik atau menjadi partikel foton. Pada kejadian Compton,

foton sinar gamma bertumbukan dengan elektron dari atom di dalam batuan, foton

akan kehilangan tenaga karena proses tumbukan dan hamburan kearah yang tidak

sama dengan arah foton awal, sedangkan tenaga foton yang hilang sebetulnya

diserap oleh electron sehingga elektron dapat melepaskan diri dari ikatan atom

menjadi electron bebas. Foton yang diamburkan ini masih mampu ‘menendang’

ke luar elektron-elektron dari atom-atom lain dalm proses tumbukan lanjutan

sampai akhirnya foton yang sudah melemah tersebut terserap secara keseluruhan

sebagai akibat dari gejala foto listerik, jumlah electron yang ‘ditendang’ keluar

oleh foton merupakan fungsi dari foton dan jenis mineral.

Alat densitas yang pertama (FDL) terdiri dari satu sumber radiasi dan satu

detektor ditempatkan pada suatu bantalan (pad).

Jenis-jenis detektor yang sering digunakan, adalah sbb:

1. Ionization Chamber

Prinsip kerjanya:

a. Di dalam tabung terdapat gas bertekanan tinggi. Sinar radio aktif

(α,β,γ) menimbulkan steel case tetapi hanya sinar gamma yang dapat

masuk ke dalam steel case, sedangkan sinar alpha dan beta akan

terhalang.

b. Akibat terjadi tumbukan dengan gas bertekanan tinggi, maka energi

dari sinar gamma akan mengecil atau kekuatan sinar gamma

berkurang, sehingga menimbulkan tumbukan elektron baru sebesar

100 kali lebih banyak dari awal (terionisasi).

c. Karena electron-electron tersebut bermuatan negatif sedangkan kawat

bermuatan positif, maka electron tersebut akan ditarik kearah kawat

dan menimbulkan arus listrik.

d. Arus listrik tersebut selanjutnya direkam/dicatat oleh recorder

kemudian dimodifikasi menjadi grafik.

2. Geiger Mullar Counter

Pada prinsipnya alat ini sama dengan Ionization Chamber,

perbedaannya terdapat pada:

a. Tekanan gas diperkecil

b. Tegangan kawat diperbesar, sehingga akumulasi elektron di kawat

lebih cepat dan akibatnya proses ionisasi di dalam chamber menjadi

lebih cepat.

c. Pada ionisasi chamber, kekuatan ionisasi hanya tergantung pada sinar

gamma.

d. Pada type ini, dengan tegangan kawat yang tinggi atau dipertinggi

akan menstimulasi sinar gamma untuk diintegrasi sehingga proses

ionisasi menjadi lebih cepat.

3. Scintilation counter

Komponen pentingnya adalah Transparan Crystal dan Photomulitifier.

Lapisan shale yang porous tapi tidak permeable akan mengendapkan sinar

gamma yang ditembakkan dari alat FDL atau LDT sehingga alat detektor

akan membaca densitas bulk (ρb) yang besar dan akan menghasilkan

porositas yang besar pula. Sehingga perlu dilakukan koreksi terhadap

porositas Density tersebut terhadap kandungan shale/clay.

Kurva densitas di sekala langsung dalam gr/cc. Jika alat dikerjakan

tersendiri, sekala dari kurva 2-3 gr/cc.

Skala Penentuan nilai porositas:

1. 0% - 5 % porositas sangat buruk dan dapat diabaikan

2. 5% - 10% porositas buruk (POOR)

3. 10% - 15% porositas cukup (FAIR)

4. 15% - 20% porositas baik (GOOD)

5. 20% - 25% porositas sangat baik (VERY GOOD)

6. >25% porositas istimewa (EXCELLENT)

4.3. ANALISIS

4.3.1. Data

Kedalaman : 9200 – 9250 ft

Interval kedalaman : 4 ft

ρma : 2,71 gr/cc (limestone)

ρf : 1,1 gr/cc (salt water)

ρclay : 2,6 gr/c

4.3.2. Prosedur Perhitungan

A. Gamma Ray Log

1. Menentukan tebal lapisan yang akan dianalisa.

2. Membaca besarnya GRmax dan GRmin dari slip log Gamma Ray

Log.

3. Membaca besarnya defleksi kurva GR Log sebagai GRread untuk

setiap interval kedalaman yang dianalisa.

4. Menentukan volume clay dengan persamaan:

Vclay =

GRread−GRmin

GRmax−GRmin

B. Neutron Log

1. Menentukan ketebalan lapisan yang dianalisa.

2. Menentukan besarnya defleksi kurva Neutron Log (ФN log) dari

ketebalan yang akan dianalisa.

3. Menentukan besarnya harga ФNclay.

4. Menentukan besarnya porositas neutron dengan persamaan:

ФN = (1.02 ФN log) + 0.0425

5. Menentukan besarnya ФNcorr dengan persamaan:

ФNcorr = ФN – (Vclay x ФNclay)

D. Density Log

1. Membaca ρb dari defleksi kurva Density Log untuk setiap

kedalaman yang dianalisa.

2. Menentukan jenis formasinya (ρma) dan jenis fluida pemborannya

(ρf) yang digunakan.

3. Menentukan besarnya porositas FDL (ФFDL) dengan menggunakan

persamaan berikut ini:

ФFDL =

ρma−ρb

ρma−ρf

4. Menentukan besarnya ФDclay, dengan menggunakan persamaan:

ФDclay =

ρma−ρclay

ρma−ρ f

5. Menentukan harga ФFDLcorr terhadap kandungan clay atau shale

dengan menggunakan persamaan:

ФFDLcorr = ФFDL – (Vclay x ФDclay)

6. Menentukan porositas rata-rata dari Neutron Log dan Density Log

dengan persamaan:

Ф* =

2∑ φN corr+7∑φ FDLcorr

9

4.3.3. Hasil Perhitungan

Pada laporan ini hanya dibahas pada kedalaman 9200 ft sedangkan

perhitungan pada interval 4 ft antara (9200-9248) ft, tercantum pada tabel hasil

perhitungan.

a. Kedalaman 9236 ft

Gamma Ray Log

1. Menentukan besarnya GRmax dan GRmin dari slip log GR dan didapat : GRmax

= 108 API dan

GRmin = 49 API

2. Menentukan GRread dari besarnya defleksi kurva GRlog, didapat :

Grread = 93 API.

3. Menentukan Vclay ;

Vclay =

GRread−GRmin

GRmax−GRmin

=

93−49108−49

= 0,745763

Neutron Log

1. Menentukan besarnya defleksi kurva Neutron Log ( ΦN log ) dari ketebalan

yang dianalisa, didapat :

ΦNlog = 24 %

2. Menentukan besarnya harga ( ΦNclay ), didapat :

ΦNclay = 27 %

3. Besarnya porositas neutron dengan persamaan:

Φ N = (1,02 x Φ Nlog ) + 0,0425

= ( 1,02 x 24 ) + 0,0425

= 24.5225 %

4. Menghitung Φ Ncorr dengan persamaan :

ΦNcorr = ΦN – ( Vclay x ΦNclay )

= 24,5225 – ( 0,745763 x 27 )

= 4,386907 %

Density Log

1. Dalam density log digunakan ketebalan lapisan 9232 ft dan interval 4ft.

Menentukan ρb dari kurva density log, didapat ρb = 2,26 gr/cc.

2. Menentukan ρma dan ρf didapat :

ρma = 2,71 gr/cc (limestone) dan

ρf = 1,1 gr/cc (salt water)

3. Menentukan besarnya porositas FDL ( Φ FDL ) dan didapat :

Φ FDL =

ρma− ρb

ρma−ρf

=

2 ,71−2,262 ,71−1,1

= 0,279503 %

4. Menentukan besarnya ΦDclay, dan didapat :

ΦDclay =

ρma−ρclay

ρma−ρ f

=

2 ,71−2,62 ,71−1,1

= 0,06832 %

5. Menentukan harga ΦFDLcorr, dan didapat :

ΦFDLcorr = ΦFDL – ( Vclay x Φ Dclay )

= 0,279503 – ( 0,745763 x 0,06832 )

= 0,22855 %

b. Kedalaman 9240 ft

Gamma Ray Log

4. Menentukan besarnya GRmax dan GRmin dari slip log GR dan didapat : GRmax

= 108 API dan

GRmin = 49 API

5. Menentukan GRread dari besarnya defleksi kurva GRlog, didapat :

Grread = 93 API.

6. Menentukan Vclay ;

Vclay =

GRread−GRmin

GRmax−GRmin

=

93−49108−49

= 0,745763

Neutron Log

1. Menentukan besarnya defleksi kurva Neutron Log ( ΦN log ) dari ketebalan

yang dianalisa, didapat :

ΦNlog = 24 %

2. Menentukan besarnya harga ( ΦNclay ), didapat :

ΦNclay = 27 %

3. Besarnya porositas neutron dengan persamaan:

Φ N = (1,02 x Φ Nlog ) + 0,0425

= ( 1,02 x 24 ) + 0,0425

= 24,5225

4. Menghitung Φ Ncorr dengan persamaan :

ΦNcorr = ΦN – ( Vclay x ΦNclay )

= 24,5225 – ( 0,745763 x 27 )

= 4,386907 %

Density Log

1. Dalam density log digunakan ketebalan lapisan 9236 ft dan interval 4ft.

Menentukan ρb dari kurva density log, didapat ρb = 2,26gr/cc.

2. Menentukan ρma dan ρf didapat :

ρma = 2,71 gr/cc (limestone) dan

ρf = 1,1 gr/cc (salt water)

3. Menentukan besarnya porositas FDL ( Φ FDL ) dan didapat :

Φ FDL =

ρma− ρb

ρma−ρf

=

2 ,71−2,262 ,71−1,1

= 0,279503 %

4. Menentukan besarnya ΦDclay, dan didapat :

ΦDclay =

ρma− ρclay

ρma−ρ f

=

2 ,71−2,62 ,71−1,1

= 0,06832 %

5. Menentukan harga ΦFDLcorr, dan didapat :

ΦFDLcorr = ΦFDL – ( Vclay x Φ Dclay )

= 0,279503 – ( 0,74563 x 0,06832 )

= 0,22855 %

Tabel 4.1

Tabulasi Hasil Analisa Radioactive Log (Part 1)

No Kedalaman GR max GR min

GR

read

V clay

Ф N

clay

Ф NLog

1 9200 108 49 72 0,3898 27 20

2 9204 108 49 75 0,4406 27 21

3 9208 108 49 75 0,4406 27 21

4 9212 108 49 76 0,4576 27 20

5 9216 108 49 80 0,5254 27 18

6 9220 108 49 93 0,7457 27 24

7 9224 108 49 90 0,6949 27 22

8 9228 108 49 80 0,5254 27 21

9 9232 108 49 100 0,8644 27 26

10 9236 108 49 93 0,7457 27 24

11 9240 108 49 95 0,7796 27 24

12 9244 108 49 100 0,8644 27 23

13 9248 108 49 96 0,7966 27 24

Ф N Ф N corr ρb ρclay ФDclay ФFDL ФFDLcorr

20,4425 9,9179 2,4 2,6 0,06832 0,1925 0,1658

21,4625 9,5663 2,25 2,6 0,06832 0,2857 0,2555

21,4625 9,553 2,3 2,6 0,06832 0,2546 0,2244

20,4425 8,0873 2,35 2,6 0,06832 0,2236 0,1923

18,4025 4,2167 2,37 2,6 0,06832 0,2111 0,1752

24,5225 4,3886 2,35 2,6 0,06832 0,2236 0,1726

22,4825 3,7202 2,3 2,6 0,06832 0,2546 0,2071

21,4625 7,2767 2,3 2,6 0,06832 0,2546 0,2187

26,5625 3,2237 2,28 2,6 0,06832 0,26708 0,20802

24,5225 4,3886 2,26 2,6 0,06832 0,2795 0,2285

24,5225 3,4733 2,27 2,6 0,06832 0,2732 0,2199

23,5025 0,1637 2,27 2,6 0,06832 0,2732 0,2141

24,5225 3,0143 2,28 2,6 0,06832 0,26708 0,2126

Tabel 4.2

Tabulasi Hasil Analisa Radioactive Log (Part 2)

ФNcorr = 70.99047 FDLcorr =2.695757

Menentukan porositas rata - rata dari neutron log dan density log dengan

persamaan :

Φ* =

2ΣΦ N corr+7ΣΦ FDLcorr

9

=

2(70. 99047 )+7(2 . 695757)9

= 17.87235937 %

4.3.4. Analisa Perhitungan

1. Pada kedalaman 9310 ft, nilai Vclay = 0.793, ini menunjukan bahwa

lapisan tersebut dominan shale dan tidak prospek, dan nilai Фrata-rata =

9.9% menunjukan porositas sangat buruk dan dapat diabaikan.


lapisan tersebut dominant shale dan tidak prospek, dan nilai Фrata-rata =

9.6% menunjukan porositas batuan sangat buruk dan dapat diabaikan..


lapisan tersebut dominant shale dan tidak prospek, dan nilai Фrata-rata =

10% menunjukan porositas batuan buruk.


lapisan tersebut sedikit shale dan prospek, dan nilai Фrata-rata = 18.2%

menunjukan porositas batuan cukup.


lapisan tersebut tidak mengandung shale dan tidak prospek, dan nilai

Фrata-rata = 12.9% menunjukan porositas batuan cukup.


lapisan tersebut mengandung shale dan tidak prospek, dan nilai Фrata-rata

= 12.1% menunjukan porositas batuan cukup..



= 16.2% menunjukan porositas batuan baik.

8. Pada kedalaman 9352 ft, nilai Vclay = 0.724ni menunjukan bahwa lapisan

tersebut mengandung shale, dan tidak prospek dan nilai Фrata-rata =

14.6% menunjukan porositas batuan cukup.

9. Pada kedalaman 9358ft, nilai Vclay = 0.724, ini menunjukan bahwa


= 19.3%menunjukan porositas batuan baik.



= 19.3% menunjukan porositas batuan baik.


lapisan tersebut sedikit shale dan tidak prospek, dan nilai Фrata-rata = 23%

menunjukan porositas batuan sangat baik.



= 28.1% menunjukan porositas batuan istimewa.


lapisan tersebut sedikit shale dan tidak prospek, dan nilai Фrata-rata = 11%

menunjukan porositas batuan cukup.

14. Pada kedalaman 9388 ft, nilai Vclay = 0.862, inimenunjukkan bahwa


= 10.9 menunjukkan porositas batuan cukup.

4.4. PEMBAHASAN

Pada percobaan ini kedalaman yang dianalisa adalah 9200 – 9248 ft, GR

log digunakan untuk mencatat adanya kandungan radioaktif dari formasi secara

alamiah. Neutron log pada dasarnya digunakan untuk menentukan porositas total

batuan tanpa memandang apakah pori-porinya diisi hidrokarbon atau air formasi.

Dan density log menunjukkan besarnya densitas batuan (bulk density) yang

ditembus pada lubang bor, dalam hal ini sangat berguna untuk menentukan

porositas. Sifat-sifat yang diukur adalah, radioaktif alamiah, variasi dari prinsip

ini adalah Gamma Ray log (GR log) dan radioaktif batuan, variasi dari prinsip ini

adalah Neutron log dan Density log.

Pada perhitungan diperoleh nilai porositas neutron log 26% yang mana

nilai ini diperoleh dari pembacaan log density-neutron yang dapat dilihat pada

gambar 4.1. Nilai densitas bulk pada kedalaman 9236 ft diperoleh dengan adanya

data porositas Neutron log 26% tersebut beserta data densitas matrik 2.71

(limestone) dan pada densitas fluida 1.1 gr/cc. Dapat dilihat pada grafik pada

gambar 4.2. Pada perhitungan untuk kedalaman yang kedua yaitu 9236 ft, nilai

porositas neutron log dan begitu juga penentuan densitas bulk nya dapat dilihat

pada gambar 4.3 dan gambar 4.4.

Gambar 4.1

Density-Neutron Log (kedalaman 9232 ft)

Gambar 4.2

Kurva Density Log (kedalaman 9232 ft)

Gambar 4.3

Density-Neutron Log (kedalaman 9236 ft)

Gambar 4.4Kurva Density Log (kedalaman 9236 ft)

Pada density neutron log dengan interval kedalaman 9216-9232 ft, GR

memperlihatkan terjadinya kenaikan Vclay sampai interval 9310 ft, pada interval

9236 ft Vclay turun. Pencatatan neutron log memperlihatkan bahwa lapisan

tersebut kurang kompak karena porositasnya lebih besar dari 10% dimana batuan

kompak mempunyai porositas mendekati 10% yang berpengaruh menurunkan

harga ФN hingga harga minimum (mendekati 0%) sehingga kekompakan batuan

yang bervariasi akan memperkecil harga ФN.

Berdasarkan pembacaan FDL pada kedalaman 9310-9388 ft, dengan interval 6

ft. Caliper Log menunjukan bahwa diameter lubang bor sama sehingga

menunjukan formasi tersebut stabil dan kompak. Harga Vclay terbesar adalah

0.862 pada kedalaman 9346 ft dan harga Vclay terkecil adalah 0,379 pada

kedalaman 9328 ft . Dari FDL diperoleh harga porositas yang berbeda-beda tiap

kedalaman dimana porositas terbesar pada kedalaman 9340-9343 ft dan 9382-

9388 ft sebesar 0.862 dan yang terkecil terdapat pada kedalaman 9328 ft yang

besarnya 0.188.

4.5. KESIMPULAN

1. Dari kedalaman yang telah dianalisa, dapat disimpulkan bahwa pada

kedalaman 9200 - 9248 termasuk lapisan yang dominan shale karena

memiliki harga Vclay antara 0,55 sampai 0,87.

2. Harga Vclay terbesar pada kedalaman 9232 ft dan 9244 ft (Vclay = 0,8644) dan

terkecil pada kedalaman 9200 ft (Vclay = 0,3898)

3. Besar kecilnya intensitas radioaktif alamiah tergantung dari jenis batuannya.

4. Harga ФN terkecil adalah 18,8 % koreksi sebesar 9,2%.

BAB V

JENIS LOG LAINNYA (LOG SONIK DAN LOG KALIPER)

ANOTHER LOG TYPE (SONIC LOG DAN CALLIPER LOG)

5.1. TUJUAN ANALISA

5.1.1. Sonic Log

Bertujuan untuk menentukan harga porositas batuan dan juga menunjukkan

kemungkinan adanya fracture yang berkembang dalam batuan. Jenis log yang

umum yang digunakan dilapangan adalah tipe BHC (Bore Hole Compensated)

sebagai porositas total dan CBL (Cement Bond Log) untuk bonding cement.

5.1.2. Caliper Log

Bertujuan untuk menentukan lapisan produktif, dan juga menggambarakan

kondisi diameter/profil lubang bor

5.2. TEORI DASAR

Log Sonic adalah jenis log yang digunakan untuk menentukan harga porositas

batuan, dan juga merupakan jenis log yang dapat menentukan kemungkinan

adanya fracture yang berkembang dalam batuan.

Log Sonic menggambarkan waktu kecepatan suara yang dikirim kedalam

formasi batuan dimana pantulan suara yang kembali diterima oleh suatu receiver.

Waktu yang dipelukan gelombang suara untuk sampai ke receiver disebut interval

transite time atau ∆t. Besar kecilnya ∆t yang melalui suatu media (formasi) sangat

tergantung dari jenis batuan, besarnya porositas batuan dan jenis kandungan yang

ada dalam batuan. Sehingga Log Sonic disamping berguna untuk mendapatkan

besaran porositas batuan juga sangat membantu didalam interpretasi seismic

records, terutama untuk maksud kalibrasi kedalaman formasi.

Alat Sonic (BHC –Bore Hole Compensated–) tersusun atas 1 transmitter

dibagaian atas dan di bagian bawah dengan masing-masing mempunyai 2

receiver. Suara dikirim dari transmiter masuk kedalam formasi, kemudian

pencatatan dilakukan pada saat pantulan suara pertama kali sampi di receiever.

Transmiter-transmiter yang ada mengirimkan suara secara bergantian dan harga

perbedaan waktu (∆t) suara yang diterima oleh receiver-receiver ini dicatat pula

secara bergantian. Harga ∆t rata-rata dari receiver ini dihitung, serta

diproses/mengubah harga transite time menjadi total travel time. Kadang-kadang

gelombang suara yang dikirimkan oleh transmiter diterima oleh receiver terdekat

masih cukup kuat tetapi diterima oleh receiver yang jauh dengan lemah. Halmana

kemungkinan ”terhalang” oleh sesuatu sehingga menyebabkan harga ∆t terlalu

basar. Ini bisa terjadi bila melalui formasi yang unconsolidated atau pasir lepas,

rekahan pada batuan, formasi yang mengandung gas, lumpur yang mengandung

gelembung - gelembung udara / gas ataupun oleh adanya kondisi lubang yang

sangat tidak rata terlebih pada lapisan garam. Umumnya kecepatan suara yang

menembus formasi / lapisan batuan berkisar 6000 – 23000 ft/sec atau 44- 190

µsec/ft, dimana kecepatan suara dalam media air adalah sebesar 189 µsec/ft.

Kecepatan suara yang melalui lapisan batuan sangat tergantung oleh jenis matrik

batuan (Sst, Lst atau Dol), distribusi porositas, isi kandungannya serta kondisi

fisik batuan (misal = terfracture-kan atau tidak). Bila batuan mempunyai harga

porositas 0% artinya batuan seluruhnya tersusun dari matrik, hal ini disebut

dengan ∆tma, dimana :

∆tma Sst (Pasir lepas) = 55.5 µsec/ft

∆tma Sst (Sandstone) = 51.0 µsec/ft

∆tma Lst (Limestone) = 47.5 µsec/ft

∆tma Dol (Dolomite) = 43.5 µsec/ft

Dengan demikian semakin tinggi harga ∆t pada kurva log sonic, semakin

besar pula harga porositas batuan.

Faktor Pengaruh Kurva ∆t

a) Shale

Lapisan batuan shale / clay mempunyai harga porositas besar, tetapi karena

tidak berhubungan satu sama lain ( tidak effektif ) maka harga permeabilitasnya

sangat kecil mendekati 0 md. Sehingga batuan reservoir mengandung shale, kurva

∆t-nya cenderung membesar sesuai dengan kadar kandungan shale nya.

b) Kekompakan batuan

Batuan yang kompak berarti akan mengurangi harga porositas, sehingga

berpengaruh terhadap kurva ∆t yang semakin kecil, artinya suara semakin cepat

diterima oleh receiver.

c) Kandungan Air

Adanya kandungan air dalam batuan menyababkan kurva ∆t cenderung

mempunyai harga yang semakin kecil, dikarenakan air mempunyai sifat

penghantar suara yang baik.

d) Kandungan minyak

Adanya minyak dalam batuan akan berpengaruh memperbesar harga ∆t,

dikarenakan minyak mempunyai sifat penghantar suara yang lebih sukar

dibandingkan dengan air.

e) Kandungan gas

Gas atau udara merupakan media penghantar suara yang paling tidak baik,

sehingga suara akan lambat diterima oleh receiver. Dengan demikian gas

berpengaruh memperbesar harga ∆t pada kurva

∆t air < ∆t minyak < ∆t gas

1. Caliper Log

Caliper Log merupakan suatu kurva yang menggambarkan kondisi diameter

lubang bor. Pada lapisan permeabel dimana dinding lubang bor terbentuk mud

cake, maka dimeter lubang bor akan menjadi lebih kecil dibanding diameter pahat,

sedang pada lapisan shale seringkali terjadi kerontokan batuan yang menyebabkan

diameter dinding lubang bor menjadi lebih besar dibanding ukuran pahat.

Prinsip kerja alat ini dengan menggunakan mekanisme gerak pegas. Untuk

menyesuaikan kondisi lubang bor yang umunya tidak rata digunakan pegas yang

dapat mengembang secara fleksibel. Ujung paling bawah dari pegas tersebut

dihubungkan dengan rod, dimana rod berfungsi untuk meneropong kedalam

lubang bor. Kedudukan dari rod ini ditentukan oleh kopresi dari pegas dan dari

sini ukuran lubang bor dapat ditentukan. Arus dan koil perekam membentuk

kopling induktif sedemikian rupa sehingga potensial yang diinduksi dalam coil

perekam tergantung pada posisi rod. Hal ini akan menghasilkan pencatatan

voltage yang bervariasi dengan ukuran lubang bor, yang selanjutnya dicatat oleh

suatu instrumen di permukaan.

Skala penentuan porositas adalah sbb :

1. 0% - 5% Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan

2. 5% - 10% Porositas buruk ( POOR )

3. 10% - 15% Porositas cukup ( FAIR )

4. 15% - 20% Porositas baik ( GOOD )

5. 20% - 25% Porositas sangat baik ( VERY GOOD )

6. > 25% Porositas istimewa ( EXCELENT )

5.3. ANALISA

5.3.1. Data

Kedalaman yang dianalisa = 5568 – 5570 ft

Interval = 4 ft

tma = 43.5 sec/ft

tf =189 sec/ft

5.3.2. Prosedur Perhitungan

5.3.2.1. Sonic Log

1. Menentukan lapisan prospek

2. Membaca besarnya interval transite time (t) dari defleksi kurva sonic

log untuk setiap interval kedalaman yang dianalisa

3. Menentukan jenis formasinya (tma) dan jenis fluidanya (tf)

4. Menghitung besarnya porositas dari log sonic (s) dengan

menggunakan persamaan :

φs = Δt log−ΔtmaΔtf −Δtma

5.3.2.2. Caliper Log

1. Dari kedalaman yang sama, membaca defleksi kurva caliper

2. Menentukan besarnya diameter bit yang digunakan

3. Menghitung besanya mud cake (tmc) dengan persamaan :

tmc = bit size−caliper2

5.3.3. Perhitungan

1. Dik : Depth : 5524 ft

Δtma : 43.5 µs/ft

tf : 189 µs/ft

log : 110 µs/ft

Dit : Φs dan tmc .. ?

Solusi :

ΦS=Δt log−Δtma

Δt f−Δt ma

=110−43 .5189−43 .5

=0.4570 %

tmc=bit size−caliper

2

=8.625−8 .52

=0.0625 inchi

2. Dik : Depth : 5570 ft

Δtma : 43.5 µs/ft

tf : 189 µs/ft

log : 88 µs/ft

Dit : Φs dan tmc .. ?

Solusi :

ΦS=Δt log−Δtma

Δt f−Δt ma

=110−43 .5189−43 .5

=0.4570 %

tmc=bit size−caliper

2

=8.625−8 .52

=0.0625 inchi

Demikian hasil perhitungan yang saya lakukan pada percobaan ini. Hasil

dari perhitungan lain dapat dilihat pada tabel 5.1 dibawah ini.

Tabel 5.1 Tabulasi Hasil Analisis Caliper Log dan Sonic Log

NoDepth

(ft)

Δt ma

(μs/ft)

Δt f

(μs/ft)

Δt log

(μs/ft)Φs (%)

Bit size

(inch)

Caliper

(inch)

t mc

(inch)Keterangan

1 5520 43.5 189 100 0.388316 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

2 5524 43.5 189 100 0.388316 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

3 5528 43.5 189 88 0.305842 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

4 5532 43.5 189 108 0.443299 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

5 5536 43.5 189 104 0.415808 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

6 5540 43.5 189 105 0.42268 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

7 5544 43.5 189 106 0.429553 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

8 5548 43.5 189 104 0.415808 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

9 5552 43.5 189 103 0.408935 8.625 8.1 0.2625 tidak prospek

10 5556 43.5 189 105 0.42268 8.625 8.3 0.1625 prospek

11 5560 43.5 189 107 0.436426 8.625 8.3 0.1625 prospek

12 5564 43.5 189 105 0.42268 8.625 8.4 0.1125 prospek

13 5568 43.5 189 110 0.457045 8.625 8.5 0.0625 tidak prospek

14 5570 43.5 189 110 0.457045 8.625 8.5 0.0625 tidak prospek

5.3.4. Analisa Data1. Pada kedalaman 5524 ft diperoleh harga Δt log sebesar 100 µs/ft, sebesar

38,83 % dan tmc sebesar 0,2625. Ini menandakan bahwa lapisan tersebut

memiliki porositas yang excellent, yaitu sebesar 38.83%, hal ini pun

didukung oleh nilai Δt log yang besar yaitu 100 µs/ft. Selain itu pada

lapisan ini tidak terdapat mud cake. Tebal mud cake dengan harga ini

menandakan lapisan porous dan impermeable, harga mud cake (+)

menandakan ukuran bit lebih besar dari pada ukuran caliper.

2. Pada kedalaman 5568 ft diperoleh harga Δt log sebesar 110 µs/ft, sebesar


memiliki porositas yang excellent, yaitu sebesar 30,58 %, hal ini pun





3. Pada kedalaman 5570 ft diperoleh harga Δt log sebesar 110 µs/ft, sebesar


memiliki porositas yang excellent, yaitu sebesar 45,70 %, hal ini pun





5.4. PEMBAHASAN

Transite time adalah waktu yang diperlukan gelombang suara untuk

merambat sejauh 1 feet. Jadi, prinsip kerjanya dari sonic log adalah mengukur

kecepatan suara dalam formasi. Sonic log digunakan untuk menenukan porositas

batuan sedangkan caliper log digunakan untuk menentukan ketebalan mud cake

yang nantinya untuk mengetahui lapisan produktif, serta menentukan perhitungan

volume lubang bor dengan tepat pada kegiatan penyemenan.

Log caliper adalah seperangkat pengukuran ukuran dan bentuk dari lubang

bor umumnya dilakukan saat pengeboran sumur minyak dan gas

Alat caliper mengukur variasi diameter lubang bor seperti yang ditarik dari

dasar lubang. Hal ini dibangun dengan dua atau lebih lengan diartikulasikan yang

mendorong terhadap dinding lubang bor untuk mengambil pengukuran

Pada analisa perhitungan yang dilakukan didapat interval transite time

yang membesar pada kedalaman 5520–5570 ft, hal ini terjadi diakibatkan

gelombang suara yang dipancarkan transmitter melalui formasi yang berpori

semakin besar pada kedalaman tersebut, sedangkan pada kedalaman 5538 ft harga

interval transite time menurun, hal ini bisa terjadi bila melalui batuan yang

semakin kompak (porositasnya semakin mengecil) pada kedalaman 5530 ft, dan

kemungkinan pada lapisan tersebut terkandung minyak, karena sifat minyak sukar

menghantarkan suara dibandingkan air.

Nilai 0 pada tmc menunjukan bahwa tidak ada mud cake yang terbentuk pada

lapisan tersebut. Sedangkan nilai negatif memiliki arti bahwa adanya runtuhan

formasi akibat lapisan tersebut yang terdiri dari lapisan shale/clay yang

unconsolidated. Jadi besar kecilnya nilai tmc yang didapat tergantung dari

permeabel atau impermeabelkah lapisan itu dan jenis formasi yang ditembus yaitu

consolidated atau unconsolidated.

5.4. KESIMPULAN

1. Pada kedalam 5568- 5570ft dapat disimpulkan bahwasahnya memiliki

orositas yang exelent, tetapi tdk prospek diproduksi.

2. Semakin besar harga ∆t log , semakin besar pula harga Log Sonicnya.

3. Sonic log bertujuan untuk menentukan harga porositas dari suatu batuan dan

menunjukan kemungkinan adanya fracture yang berkembang dalam batuan.

4. Waktu yang diperlukan untuk gelombang suara sampai ke reciver disebut

transite time.besar kecilnya transite time ditentukan oleh jenis batuan yang

dilewatinya.

5. Semakin besar tmc maka lubang bor akan semakin kecil dan sebaliknya

apabila tmc berharga negatif berarti lubang bor semakin besar

BAB VI

KOMBINASI LOG DAN KORELASI

(LOG COMBINATION AND CORRELATION)

6.1. TUJUAN PERCOBAAN

a) Menentukan porositas (Φ)

b) Menentukan saturasi air (Sw)

6.2. TEORI DASAR

Didalam melakukan interpretasi log dari suatu sumur sebaiknya digunakan

log dengan skala 1 : 200, karena dengan skala ini pembacaan log akan dapat

dilakukan dengan lebih teliti. Sedangkan secara umum log dengan skala 1 : 1000

pada log elektrik digunakan untuk maksud korelasi, karena dengan skala besar

seluruh penampang log dapat terlihat untuk mempermudahkan pekerjaan korelasi

yang dimaksud.

Dalam contoh disajikan 2 jenis log utama yaitu DLL (dual laterolog) untuk

log listrik, dan log FDC-CNL untuk log porositas dengan skala 1 : 1000. untuk

penyajian dalam skala 1 : 200 adalah tidak memungkinkan karena panjangnya

interval yang akan diamati.

Log DLL telah diinterpretasikan pada praktikum sebelumnya tanpa

menggunakan microlog. Dengan melakukan interpretasi log secara kombinasi bisa

saja apa yang telah diinterpretasikan pada praktikum sebelumnya akan mengalami

perubahan, perubahan yang mana merupakan penyempurnaan dari apa yang kita

lakukan.

Sebagaimana telah diinterpretasikan pada praktikum sebelumnya bahwa

lapisan yang mengandung air asin (kompak ataupun shally) berdasarkan defleksi

kurva Rt dan SP. Defleksi kurva gama ray pada lapisan air asin mempunyai harga

yang cukup rendah dan bahkan paling rendah diantara lapisan permeabel yang

ada. Dengan demikian pada kurva GR terendah ini dapat ditarik suatu garis ”clean

sand” melalui lapisan air asin serta merupakan suatu ”clean water bearing zone”

Dari defleksi kurva N dan b pada lapisan air asin ini terlihat adanya sparasi

positif, sehingga bila kita hanya melihat sparasi positifnya saja kita akan keliru

menafsirkan sebagai lapisan mengandung hidrokarbon. Oleh sebab itu telah

dijelaskan untuk separasi positif pada difleksi kurva N dan b harus dilihat pula

perkembangan kurva Rtnya, dimana kurva Rt menunjukan harga yang cukup

rendah yang megindikasikan adanya lapisan air asin.

Kandungan shale yang ada dalam lapisan air asin shally dapat dilihat dari

kurva GR yang lebih tinggi dibandikan GR pada lapisan air asin kompak,

sedangkan kandungan air asin dapat dilihat dimana puncak – puncak defleksi SP

diikuti dengan tendensi menurunya harga kurva Rt. Pada lapisan shally air asin ini

sisipan shale dapat dilihat dimana pada kurva SP yang menunjukan perkembangan

kekanan, diikuti semakin tingginya harga GR.

6.3. ANALISIS

6.3.1. Data

Ts : 80 oF

Bit size : 8.5 inchi

Hole diameter : 9,625 inchi

Tipe lumpur : lignosulfonate

ρlumpur : 1.18 gr/cc

ρclay : 2.6 gr/cc

ρma : 2.71 gr/cc

ρf : 1 gr/cc

Rm@Tukur : 1.660 Ωm@104 oF

Rmf@Tukur : 1,480 Ωm@81 oF

Rmc@Tukur : 2,30 Ωm@74 oF

Depth BHT : 1494 m

Kedalaman : 1311 – 1373 m

Nclay : 0.32

a : 0,8 ( sandstone )

a : 0,9 ( sandy limestone )

a : 1 ( limestone )

Interval : 1 m

Rsh : 1 Ω

6.3.2. Prosedur Perhitungan.1. Menentukan Tf.

Tf =Ts+( BHT −TsDepthBHT

×Depth analisa)2. Menentukan Rmf@Tf.

Rmf @Tf =(Tukur+6 .77Tf +6 .77 )×Rmf @ Tukur

3. Menentukan SSP dari slip SP Log.

4. Menentukan Rw.

SSP=−K logRmfeRwe dengan

RmfeRwe

=RmfRw

SSP−K

=LogRmfRw

RmfRw

=10SSP−K

Rw= Rmf

10SSP−K

Rw= Rmf

( SSP

−70 . 7(Tf o F+460

77o F+460 ))5. Menentukan V-clay.

a. V-shale Gamma Ray

VclayGR= GR log−GR minGR max−GR min

b. V-clay SP

Vclay SP = 1−( SP

SSP )6. Menentukan ФD.

ΦD=ρ ma−ρbρ ma−ρf

7. Menentukan Ф DC.

Φ DC=ΦD−(Vclay×Φ Dclay )

Φ Dclay=ρ ma−ρclayρ ma−ρf

8. Menentukan Ф DC


9. Menentukan Ф N Log pada chart

10. Menentukan Ф N.

ΦN=1.02 ΦN log+0 .0425

11. Menentukan Ф NC.

Φ NC=ΦN− (Vclay×Φ Nclay )

12. Menentukan Ф FDL-CNL (Ф*).

Φ∗¿2Φ NC +7 ΦDC

9

13. Membaca harga Rt pada chart pada setiap kedalaman

14. Menentukan Sxo.

Sxo= 1

√ Rxo ¿¿¿¿

Rxo dari chart LLS (short normal).

Rclay dari chart LLD (Rt minimum).

15. Menentukan Shr.

Shr=1−Sxo

16. Menentukan Ф FDL-CNL Ф*C

Φ∗C ¿2ΦNC+7ΦDC

9×(1−0 .1×Shr )

17. Menentukan Sw.

Sw= 1

√ Rt ¿¿¿¿

18. Menentukan Rt dari chart LLD

6.3.3. Perhitungan.

Pada laporan ini hanya dibahas pada kedalaman 1311 m sedangkan

perhitungan pada interval 1 m antara (1311 - 1370) m, tercantum pada tabel hasil

perhitungan.

1. Kedalaman 1345 m

a. Menentukan Tf.


×Depth analisa)=80+(104−80

1494×1345)

= 101,6064257 oF

b. Menentukan Rmf@Tf.


=(104+6 .77

101 .6+6 .77 )×1 ,66

= 1.186 m

c. Menentukan SSP dari slip SP Log, didapat SSP = 45 Mv

d. Menentukan Rw.

Rw= Rmf

( SSP

−70 . 7(Tf o F+460

77o F+460 ))= 1 , 48

10 (45

−70 .7 (101. 6064+46077+460 ))

= 6.0099

e. Menentukan V-clay.

V-clay SP

Vclay SP = 1−( SP

SSP )

= 1−(10

45 )= 0.7777778

f. Menentukan ФD.


=2 .71−2. 352. 71−1

= 0.210526

g. Menentukan Ф DC.


= 0.210526– (0.777778 x 0,0643)

= 0,160494

h. Menentukan Ф N Log pada chart, didapat = 0.27

i. Menentukan Ф N.

ΦN=1.02 ΦN log+0 .0425

= (1.02 x 0.27) + 0.0425

= 0.3179

j. Menentukan Ф NC.


=0.3179− (0. 777778×0 .32 )

= 0.069011 %

k. Menentukan Ф FDL-CNL (Ф*).


9

=2(0 .069011)+7 (0 .160494 )

9

= 0.140164 %

l. Membaca harga Rt pada chart pada setiap kedalaman

m. Menentukan Sxo.

Sxo= 1

√ Rxo ¿¿¿¿

Sxo= 1

√2( 0 .777778(1−0. 777778

2 )√1

+ 0 .140164√0 . 8×1 . 48 )

= 0.715038



n. Menentukan Shr.

Shr=1−Sxo

=1−715038

= 0,284962

o. Menentukan Ф FDL-CNL Ф*C


9×(1−0 .1×Shr )

=2(0 . 069011)+7 (0 .160494 )

9×(1−0 .1×0 .284962 )

= 0.13617

p. Menentukan Sw.

Sw= 1

√ Rt ¿¿¿¿

= 1

√1,8( 0 .777778(1−0.777778

2 )√1

+ 0 .140164√0 .8×6 .889697 )

= 0.738966

2. Kedalaman 1346 m

a. Menentukan Tf.


×Depth analisa)=80+(104−80

1494×1346)

= 101.62249 oF

b. Menentukan Rmf@Tf.


=(81+6 .77101 .62249+6.77 )×1,66

= 1.1984 m

c. Menentukan SSP dari slip SP Log, didapat SSP = 45 Mv

d. Menentukan Rw.

Rw=10Rmf

( SSP

−70 . 7(Tf o F+460

77o F+460 ))= 1 , 48

10 (45

−70 .7 (101. 6064+46077+460 ))

= 6.8884

e. Menentukan V-clay.

1) V-clay SP

Vclay SP = 1−( SP

SSP )

= 1−( 9

45 )= 0.8

f. Menentukan ФD.


=2 .71−2. 42 .71−1

= 0.181287

g. Menentukan Ф DC.


= 0.181287– (0.8 x 0,0643)

= 0,129825

h. Menentukan Ф N Log pada chart, didapat = 0.297

i. Menentukan Ф N.

ΦN=1.02 ΦN log+0 .0425

= (1.02 x 0.297) + 0.0425

= 0.34544

j. Menentukan Ф NC.


=0.3179− (0. 87×0 . 32 )

= 0.08944

k. Menentukan Ф FDL-CNL (Ф*).


9

=2(0 . 08944 )+7(0 .129825)

9

= 0.12085

l. Membaca harga Rt pada chart pada setiap kedalaman

m. Menentukan Sxo.

Sxo= 1

√ Rxo ¿¿¿¿

Sxo= 1

√2( 0 .8(1−0. 8

2 )√1

+ 0.12085√0 .8×1. 48 )

= 0.825449



n. Menentukan Shr.

Shr=1−Sxo

=1−0 .825449

= 0,174551

o. Menentukan Ф FDL-CNL Ф*C


9×(1−0 .1×Shr )

=2(0 .08944 )+7(0 .12925)

9×(1−0. 1×0.174551 )

= 0.118741

p. Menentukan Sw.

Sw= 1

√ Rt ¿¿¿¿

= 1

√2( 0 .8(1−0. 8

2 )√1

+ 0. 12085√0 .8×6 . 8871 )

= 0.616482

Demikian hasil perhitungan yang saya lakukan pada percobaan ini. Hasil

dari perhitungan lain dapat dilihat pada tabel 6.1 dibawah ini.

No

Depth

(m)

Tf

(ºF)

Rm@Tf SP

(mV)

SSP

(mV)

Rw

(Ωm)

GRmax

(API)

1 1311 101,0602 1,2047 10 45 6,0181 149

2 1312 101,0763 1,2045 11 45 6,0179 149

3 1313 101,0924 1,2043 18 45 6,0176 149

4 1314 101,1084 1,2041 22 45 6,0174 149

5 1315 101,1245 1,2040 20 45 6,0171 149

6 1316 101,1406 1,2038 14 45 6,0169 149

7 1317 101,1566 1,2036 14 45 6,0166 149

8 1318 101,1727 1,2034 12 45 6,0164 149

9 1319 101,1888 1,2032 12 45 6,0162 149

10 1320 101,2048 1,2031 12 45 6,0159 149

11 1321 101,2209 1,2029 22 45 6,0157 149

12 1322 101,2369 1,2027 32 45 6,0154 149

13 1323 101,2530 1,2025 27 45 6,0152 149

14 1324 101,2691 1,2023 15 45 6,0150 149

15 1325 101,2851 1,2022 15 45 6,0147 149

16 1326 101,3012 1,2020 10 45 6,0145 149

17 1327 101,3173 1,2018 10 45 6,0142 149

18 1328 101,3333 1,2016 10 45 6,0140 149

19 1329 101,3494 1,2014 10 45 6,0137 149

20 1330 101,3655 1,2013 10 45 6,0135 149

21 1331 101,3815 1,2011 10 45 6,0133 149

22 1332 101,3976 1,2009 10 45 6,0130 149

23 1333 101,4137 1,2007 10 45 6,0128 149

24 1334 101,4297 1,2006 10 45 6,0125 149

25 1335 101,4458 1,2004 10 45 6,0123 149

26 1336 101,4618 1,2002 10 45 6,0121 149

27 1337 101,4779 1,2000 16 45 6,0118 149

28 1338 101,4940 1,1998 20 45 6,0116 149

29 1339 101,5100 1,1997 12 45 6,0113 149

30 1340 101,5261 1,1995 12 45 6,0111 149

31 1341 101,5422 1,1993 10 45 6,0109 149

4

32 1342 101,5582 1,1991 10 45 6,0106 149

33 1343 101,5743 1,1990 10 45 6,0104 149

34 1344 101,5904 1,1988 8 45 6,0101 149

35 1345 101,6064 1,1986 10 45 6,0099 149

36 1346 101,6225 1,1984 9 45 6,0096 149

37 1347 101,6386 1,1982 8 45 6,0094 149

38 1348 101,6546 1,1981 10 45 6,0092 149

39 1349 101,6707 1,1979 25 45 6,0089 149

40 1350 101,6867 1,1977 10 45 6,0087 149

41 1351 101,7028 1,1975 9 45 6,0084 149

42 1352 101,7189 1,1974 15 45 6,0082 149

43 1353 101,7349 1,1972 30 45 6,0080 149

44 1354 101,7510 1,1970 30 45 6,0077 149

45 1355 101,7671 1,1968 20 45 6,0075 149

46 1356 101,7831 1,1966 15 45 6,0072 149

47 1357 101,7992 1,1965 11 45 6,0070 149

48 1358 101,8153 1,1963 10 45 6,0068 149

49 1359 101,8313 1,1961 25 45 6,0065 149

50 1360 101,8474 1,1959 20 45 6,0063 149

51 1361 101,8635 1,1958 8 45 6,0060 149

52 1362 101,8795 1,1956 14 45 6,0058 149

53 1363 101,8956 1,1954 9 45 6,0056 149

54 1364 101,9116 1,1952 7 45 6,0053 149

55 1365 101,9277 1,1951 7 45 6,0051 149

56 1366 101,9438 1,1949 7 45 6,0048 149

57 1367 101,9598 1,1947 7 45 6,0046 149

58 1368 101,9759 1,1945 7 45 6,0044 149

59 1369 101,9920 1,1943 7 45 6,0041 149

60 1370 102,0080 1,1942 7 45 6,0039 149

5

GRmin

(API)

GRlog

(API)

Sp(vshal

e)

GR(vshal

e)Ρb ФD ФDC

59 138,00 0,7778 0,8778 2,415

0,172

5 0,1225

59 112,50 0,7556 0,5944 2,400

0,181

3 0,1327

59 97,50 0,6000 0,4278 2,325

0,225

1 0,1865

59 88,50 0,5111 0,3278 2,360

0,204

7 0,1718

59 88,50 0,5556 0,3278 2,300

0,239

8 0,2040

59 93,00 0,6889 0,3778 2,425

0,166

7 0,1224

59 105,00 0,6889 0,5111 2,375

0,195

9 0,1516

59 115,50 0,7333 0,6278 2,380

0,193

0 0,1458

59 120,00 0,7333 0,6778 2,400

0,181

3 0,1341

59 120,00 0,7333 0,6778 2,425

0,166

7 0,1195

59 90,00 0,5111 0,3444 2,410

0,175

4 0,1426

59 82,50 0,2889 0,2611 2,255

0,266

1 0,2475

59 90,00 0,4000 0,3444 2,300

0,239

8 0,2140

59 112,50 0,6667 0,5944 2,410

0,175

4 0,1326

59 105,00 0,6667 0,5111 2,375 0,195 0,1530

6

9

59 135,00 0,7778 0,8444 2,430

0,163

7 0,1137

59 130,50 0,7778 0,7944 2,425

0,166

7 0,1166

59 132,00 0,7778 0,8111 2,405

0,178

4 0,1283

59 132,00 0,7778 0,8111 2,415

0,172

5 0,1225

59 136,50 0,7778 0,8611 2,415

0,172

5 0,1225

59 135,00 0,7778 0,8444 2,370

0,198

8 0,1488

59 135,00 0,7778 0,8444 2,450

0,152

0 0,1020

59 132,00 0,7778 0,8111 2,415

0,172

5 0,1225

59 132,00 0,7778 0,8111 2,415

0,172

5 0,1225

59 137,50 0,7778 0,8722 2,420

0,169

6 0,1196

59 127,50 0,7778 0,7611 2,415

0,172

5 0,1225

59 79,50 0,6444 0,2278 2,400

0,181

3 0,1398

59 82,50 0,5556 0,2611 2,350

0,210

5 0,1748

59 117,00 0,7333 0,6444 2,410

0,175

4 0,1283

59 112,50 0,7333 0,5944 2,375

0,195

9 0,1487

59 135,00 0,7778 0,8444 2,470

0,140

4 0,0903

59 118,50 0,7778 0,6611 2,375

0,195

9 0,1459

7

59 127,50 0,7778 0,7611 2,410

0,175

4 0,1254

59 129,00 0,8222 0,7778 2,400

0,181

3 0,1284

59 112,50 0,7778 0,5944 2,350

0,210

5 0,1605

59 120,00 0,8000 0,6778 2,400

0,181

3 0,1298

59 121,5 0,8222 0,6944 2,400

0,181

3 0,1284

59 123 0,7778 0,7111 2,41

0,175

4 0,1254

59 90 0,4444 0,3444 2,45

0,152

0 0,1235

59 127,5 0,7778 0,7611 2,51

0,117

0 0,0669

59 127,5 0,8000 0,7611 2,43

0,163

7 0,1123

59 82,5 0,6667 0,2611 2,48

0,134

5 0,0916

59 82,5 0,3333 0,2611 2,225

0,283

6 0,2622

59 105 0,3333 0,5111 2,315

0,231

0 0,2096

59 75 0,5556 0,1778 2,400

0,181

3 0,1455

59 130,5 0,6667 0,7944 2,36

0,204

7 0,1618

59 120 0,7556 0,6778 2,400

0,181

3 0,1327

59 118,5 0,7778 0,6611 2,400

0,181

3 0,1313

59 91,5 0,4444 0,3611 2,265

0,260

2 0,2316

59 105 0,5556 0,5111 2,3 0,239 0,2040

8

8

59 108 0,8222 0,5444 2,400

0,181

3 0,1284

59 99 0,6889 0,4444 2,315

0,231

0 0,1867

59 117 0,8000 0,6444 2,400

0,181

3 0,1298

59 120 0,8444 0,6778 2,415

0,172

5 0,1182

59 127,5 0,8444 0,7611 2,415

0,172

5 0,1182

59 121,5 0,8444 0,6944 2,415

0,172

5 0,1182

59 135 0,8444 0,8444 2,415

0,172

5 0,1182

59 136,5 0,8444 0,8611 2,41

0,175

4 0,1211

59 123 0,8444 0,7111 2,41

0,175

4 0,1211

59 129 0,8444 0,7778 2,465

0,143

3 0,0890

ФDSH ФNlog ФN ФNSH ФNC Ф*

0,0643 0,3390 0,3883 0,32 0,1394 0,1262

0,0643 0,2910 0,3393 0,32 0,0975 0,1249

9

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,1412 0,1765

0,0643 0,2550 0,3026 0,32 0,1390 0,1645

0,0643 0,2640 0,3118 0,32 0,1340 0,1885

0,0643 0,2250 0,2720 0,32 0,0516 0,1066

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,0975 0,1396

0,0643 0,3090 0,3577 0,32 0,1230 0,1407

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,1138 0,1296

0,0643 0,3240 0,3730 0,32 0,1383 0,1237

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,1849 0,1520

0,0643 0,3090 0,3577 0,32 0,2652 0,2514

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,2052 0,2121

0,0643 0,3090 0,3577 0,32 0,1443 0,1352

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,1352 0,1491

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,0996 0,1106

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,0996 0,1129

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,0996 0,1219

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,0996 0,1174

0,0643 0,3150 0,3638 0,32 0,1149 0,1208

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,0843 0,1345

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,0843 0,0981

0,0643 0,2970 0,3454 0,32 0,0966 0,1167

0,0643 0,2940 0,3424 0,32 0,0935 0,1160

0,0643 0,2970 0,3454 0,32 0,0966 0,1144

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,0843 0,1140

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,1270 0,1370

0,0643 0,2640 0,3118 0,32 0,1340 0,1657

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,0985 0,1217

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,0832 0,1342

0,0643 0,3000 0,3485 0,32 0,0996 0,0924

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,0843 0,1322

0,0643 0,3150 0,3638 0,32 0,1149 0,1231

0,0643 0,3090 0,3577 0,32 0,0946 0,1209

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,0690 0,1402

0,0643 0,297 0,3454 0,32 0,0894 0,1209

10

0,0643 0,3 0,3485 0,32 0,0854 0,1188

0,0643 0,3 0,3485 0,32 0,0996 0,1197

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,1757 0,1351

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,0843 0,0708

0,0643 0,297 0,3454 0,32 0,0894 0,1072

0,0643 0,21 0,2567 0,32 0,0434 0,0809

0,0643 0,2850 0,3332 0,32 0,2265 0,2543

0,0643 0,279 0,3271 0,32 0,2204 0,2120

0,0643 0,18 0,2261 0,32 0,0483 0,1239

0,0643 0,252 0,2995 0,32 0,0862 0,1450

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,0761 0,1201

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,0690 0,1174

0,0643 0,2640 0,3118 0,32 0,1696 0,2178

0,0643 0,255 0,3026 0,32 0,1248 0,1864

0,0643 0,255 0,3026 0,32 0,0395 0,1086

0,0643 0,246 0,2934 0,32 0,0730 0,1614

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,0619 0,1147

0,0643 0,255 0,3026 0,32 0,0324 0,0991

0,0643 0,3 0,3485 0,32 0,0783 0,1093

0,0643 0,258 0,3057 0,32 0,0354 0,0998

0,0643 0,285 0,3332 0,32 0,0630 0,1059

0,0643 0,309 0,3577 0,32 0,0875 0,1136

0,0643 0,2700 0,3179 0,32 0,0477 0,1048

0,0643 0,2640 0,3118 0,32 0,0416 0,0784

11

Rxo Rsh Sxo Shr Ф*corr Rt Sw

12

1,20 1 0,9251 0,0749 0,1253 1,20 0,9545

1,50 1 0,8356 0,1644 0,1228 1,50 0,8626

2,00 1 0,7618 0,2382 0,1723 2,00 0,8017

2,60 1 0,7124 0,2876 0,1598 2,60 0,7523

2,10 1 0,7587 0,2413 0,1839 2,10 0,8033

2,50 1 0,6737 0,3263 0,1031 2,50 0,6941

2,00 1 0,7406 0,2594 0,1359 2,00 0,7691

1,70 1 0,7865 0,2135 0,1377 1,70 0,8155

1,80 1 0,7685 0,2315 0,1266 1,80 0,7948

1,70 1 0,7930 0,2070 0,1211 1,70 0,8190

2,50 1 0,7320 0,2680 0,1479 2,50 0,7703

2,30 1 0,8683 0,1317 0,2481 2,30 0,9735

2,00 1 0,8604 0,1396 0,2091 2,00 0,9319

1,70 1 0,8142 0,1858 0,1327 1,70 0,8451

2,10 1 0,7273 0,2727 0,1450 2,10 0,7578

1,30 1 0,8955 0,1045 0,1094 1,30 0,9207

1,50 1 0,8328 0,1672 0,1110 1,50 0,8568

1,50 1 0,8292 0,1708 0,1199 1,50 0,8549

1,50 1 0,8309 0,1691 0,1154 1,50 0,8558

1,20 1 0,9275 0,0725 0,1199 1,20 0,9557

1,30 1 0,8854 0,1146 0,1329 1,30 0,9153

1,20 1 0,9377 0,0623 0,0975 1,20 0,9611

1,20 1 0,9293 0,0707 0,1159 1,20 0,9567

1,30 1 0,8932 0,1068 0,1148 1,30 0,9194

1,50 1 0,8321 0,1679 0,1125 1,50 0,8564

1,70 1 0,7818 0,2182 0,1115 1,70 0,8047

2,70 1 0,6531 0,3469 0,1322 2,70 0,6792

3,00 1 0,6429 0,3571 0,1598 3,00 0,6771

1,80 1 0,7715 0,2285 0,1189 1,80 0,7964

2,00 1 0,7274 0,2726 0,1305 2,00 0,7533

1,50 1 0,8410 0,1590 0,0909 1,50 0,8611

1,70 1 0,7751 0,2249 0,1292 1,70 0,8011

1,40 1 0,8578 0,1422 0,1213 1,40 0,8845

1,30 1 0,8761 0,1239 0,1194 1,30 0,9019

13

2,00 1 0,7119 0,2881 0,1361 2,00 0,7373

1,50 1 0,8224 0,1776 0,1187 1,50 0,8472

2,80 1 0,5975 0,4025 0,1141 2,80 0,6154

3,00 1 0,5869 0,4131 0,1147 3,00 0,6052

1,60 1 0,9758 0,0242 0,1347 1,60 1,0261

1,60 1 0,8230 0,1770 0,0695 1,60 0,8383

4,50 1 0,4778 0,5222 0,1016 4,50 0,4912

2,50 1 0,6911 0,3089 0,0784 2,50 0,7076

2,50 1 0,7943 0,2057 0,2490 2,50 0,8822

3,00 1 0,7484 0,2516 0,2066 3,00 0,8210

2,00 1 0,8069 0,1931 0,1215 2,00 0,8395

2,00 1 0,7469 0,2531 0,1413 2,00 0,7773

1,70 1 0,7867 0,2133 0,1176 1,70 0,8114

2,20 1 0,6861 0,3139 0,1137 2,20 0,7069

2,30 1 0,7705 0,2295 0,2128 2,30 0,8312

1,80 1 0,8204 0,1796 0,1831 1,80 0,8679

2,00 1 0,7103 0,2897 0,1055 2,00 0,7296

1,70 1 0,7946 0,2054 0,1581 1,70 0,8293

1,60 1 0,7985 0,2015 0,1124 1,60 0,8216

1,50 1 0,8173 0,1827 0,0973 1,50 0,8371

1,50 1 0,8135 0,1865 0,1073 1,50 0,8351

1,50 1 0,8170 0,1830 0,0980 1,50 0,8370

1,10 1 0,9514 0,0486 0,1054 1,10 0,9757

1,05 1 0,9704 0,0296 0,1133 1,05 0,9967

1,50 1 0,8152 0,1848 0,1029 1,50 0,8360

1,50 1 0,8252 0,1748 0,0771 1,50 0,8412

6.3.4 Analisa Perhitungan

1. Kedalaman 1339 m dilihat dari kurva LLS dan LLD yang berhimpit, lapisan

ini diperkirakan mengandung minyak. Namun dari harga Ф*corr = 0.118915,

Rw = 6.897489 Ωm, Rt = 1.8 Ωm dan Sw = 0.79806 dapat diestimasikan

14

bahwa lapisan mengandung sedikit hidrokarbon dan banyak mengandung

air dikarenakan harga Sw yang tinggi. Dengan pembacaan VclayGR = 0.644444

maka bisa dikatakan lapisan tersebut didominasi oleh shale serta merupakan

lapisan impermeabel. Sehingga secara keseluruhan lapisan ini tidak prospek.















6.4. PEMBAHASANDari hasil analisa pada interval kedalaman 1339-1441 m, kedalaman ini

merupakan lapisan yang memiliki porositas yang buruk karena mempunyai

porositas rata-rata dengan nilai antara 5-10% dan impermeabel atau lapisan shale

karena harga Vclay cukup tinggi yaitu mendekati nilai 1.

Dari hasil analisa pada interval kedalaman 1386-1472 m, berdasarkan

pembacaan kurva LLS dan LLD yang selalu berhimpit mengindikasikan bahwa

lapisan mengandung minyak. Namun setelah ditinjau dari log lainnya harga Rw>Rt

yang mengindikasikan juga bahwa lapisan ini secara keseluruhan sedikit

mengandung minyak. Maka, kita memperkirakan lapisan ini didominasi oleh air.

Dari analisa kualitatif dan kuantitatif di atas kita mengasumsikan bahwa

lapisan pada interval kedalaman 1339-1441 m adalah tidak prospek.15

Log kombinasi diaplikasikan untuk semua junis log sebelumnya seperti

LogListrik, Log Induksi dan Log Radioaktif untuk mendapatkan kepastian

jenisformasi beserta kandungan formasi tersebut.

Log yang sering digunakan dua jenis log yaitu Log Listrik dan

LogRadioaktif. Log Listrik yang dimaksudkan adalah SP Log dan Log Induksi

untukShort Normal Log. Sedangkan Log Radioaktif yang dimaksud adalah

Gamma Ray (GR)Log, Neutron Log dan Formation Density Log (FDL). Dari

analisa Log Kombinasiini dapat ditentukan kandungan HC dari formasi pada

interval kedalamantertentu.

Interpretasi log dilakukan untukmengetahui harga Rw dan Sw serta

menentukan lithologi batuannya. Interpretasiini dapat dibedakan menjadi dua

macam yaitu interpretasi kualitatif daninterpretasi kuantitatif. Interpretasi

kualitatif meliputi penentuan lapisanpermeable, penentuan batas lapisan dan

penentuan zona interest. Log yangdigunakan berupa SP Log, GR Log dan

Resistivity Log. Sementara interpretasikuantitatif meliputi penentuan porositas

dan saturasi air (Sw). Jenis Log yangdigunakan Neutron Log, Density Log, Sonic

Log dan Resistivity Log. Adapunkondisi interpretasi yang dilakukan berupa Clean

Formation (quick look) danShally Sand Formation (detailed).

Pengukuran dengan SP Log dilakukanuntuk menentukan Vclay sehingga

dapat diketahui jenis fluida yang terdapatdalam formasi yang dianalisa serta

kandungan batuan dan kondisi dari kedalamanformasi tersebut.

Pada GR Log didapatkan suatu kurvayang menunjukkan besarnya intensits

radioaktif yang ada dalam formasi. Denganmenarik garis GR yang mempunyai

harga minimum dan harga maksimum pada penampanglog maka kurva GR yang

jatuh diantara kedua lapisan kurva tersebut merupakanindikasi adanya lapisan

shale.

Pada Neutron Log, bila konsentrasihidrogen didalam formasi besar maka

semua partikel neutron akan mengalamipenurunan energi serta tertangkap tidak

jauh dari sumber radioaktifnya. Halyang perlu digarisbawahi bahwa neuton

hidrogen tidak mewakili porositas batuankarena penentuannya didasarkan pada

konsentrasi hidrogen. Neutron tidak dapatmembedakan antara atom hidrogen

16

bebas dengan atom hidrogen yang secara kimiaterikat dengan mineral batuan,

akibatnya pada formasi lempung yang banyakmengandung atom-atom hidrogen

didalam susunan molekulnya seolah-olah mempunyaiporositas tinggi.

Faktor-faktor yang mempengaruhi bentuk kurva Neutron Log adalah shale

atau claydimana semakin besar konsentrasinya dalm lapisan permeable akan

memperbesarharga porositas batuan. Kekompakan batuan juga akan

mempengaruhi defleksi kurvaNeutron Log dimana semakin kompak batuan

tersebut maka harga porositas batuanakan menurun dan kandungan fluida yang

ada dalam batuan apabila mengandung minyakdan gas maka akan mempunyai

harga porositas yang relatif kecil, sedangkan airasin atau air tawar akan

memberikan harga porositas neutron yang mendekatiharga porositas sebenarnya.

Density Log menunjukkan besarnyadensitas lapisan yang ditembus oleh

lubang bor sehingga berhubungan denganporositas batuan. Besar kecilnya density

juga dipengaruhi oleh kekompakanbatuan dengan derajat kekompakan yang

variatif, dimana semakin kompak batuanmaka porositas batuan tersebut akan

semakin kecil. Pada batuan yang sangatkompak, harga porositasnya mendekati

harga nol sehingga densitasnya mendekatidensitas matrik.

Kombinasi Log digunakan untukmemperoleh data yang diperlukan untuk

mengevaluasi formasi serta menentukanpotential productivity yang

dikandungnya. Pada kombinasi log antara Neutron Logdan Density Log maka

akan terdapat tampilan Log Density yang dari kiri ke kanansatuannya semakin

besar sedangkan Neutron Log dari kiri ke kanan satuanporositasnya semakin

kecil sehingga dapat diinterpretasikan sebagai berikut :

1. Lapisan shale akan memberikan separasi negatif berdasar harga densitas

yangbesar pada Density Log dan harga porositas neutron yang besar pada

Neutron Log.

2. Lapisan hidrokarbon akan memberikan separasi positif dimana kurva

DensityLog akan cenderung mempunyai defleksi ke kiri dan Neutron Log

cenderungmempunyai defleksi ke kanan.

3. Lapisan air asin atau air tawar akan memberikan separasi positif

sehinggauntuk dapat membedakan antara separasi positif pada lapisan air

17

dengan lapisanhidrokarbon maka jalan terbaik adalah dengan melihat

kurva Resistivity Log danSP Log.

Penentuan daerah yang mengandunghidrokarbon memerlukan suatu data-

data geologi bawah permukaan secara tepat danakurat. Salh satu metode untuk

mendapatkan data bawah permukaan tersebutmelalui analisa cutting dan analisa

logging

Dalam industri perminyakan,pekerjaan pencarian sumber daya minyak

(cekungan produktif) sangat ditentukanoleh faktor skill dan kinerja pengenalan

lapangan yang memadai. Seorang engineerdituntut untuk mampu menganalisa

data yang diperoleh di lapangan untukselanjutnya menentukan apakah formasi

tersebut produktif atau tidak. Analisadata yang dilakukan umumnya antara lain

meliputi analisa serpihan lumpur bor (cutting)dan analisa logarithmic.

Analisa cutting dilakukandalam kerangka pekerjaan mud logging yang

terutama untuk mengidentifikasisaturasi hidrokarbon dan mengestimasi

karakteristik reservoir. Dewasa inianalisa cutting untuk mengestimasi

karakteristik reservoir hanyadititikberatkan pada analisa lithologinya yang

dimaksudkan untuk menggambarkanmacam-macam batuan untuk tiap interval

kedalaman. Sedangkan untuk menganalisaadanya indikasi hidrokarbon

dititikberatkan pada penampakan noda (staining),aroma (odor) dam pemeriksaan

hidrokarbon.

Analisa logarithmic (analisa log)dibedakan atas tiga komponen berupa

Log Lithologi, Log Resistivity dan Logporosity. Log Lithologi meliputi Gamma

Ray (GR) Log dan Spontaneous Potential(SP) Log. Untuk Log Resistivity

diantaranya adalah Induction Log, Short NormalLog, Microlog, Lateral Log dan

MSFL. Log Porosity sendiri terdiri dari NeutronLog dan Sonic Log.

Pada umumnya aplikasi di lapangantidak hanya menggunakan salah satu

jenis log tetapi cenderung untukmengkombinasi beberapa jenis log (combination

log) untuk menentukankarakteristik reservoir yang diuji. Hal ini diharapkan dapat

memberikangambaran yang jelas mengenai karakteristik mendasar dari suatu

lapisan formasidan menentukan produktif tidaknya suatu reservoir.

18

6.5. KESIMPULAN

Dari analisa kombinasi Log ini dapat disimpulkan bahwa lapisan-lapisan

pada kedalaman yang dianalisa yaitu 1311-1370 kemungkinan tidak prospek

karena nilai saturasi Sw > 50 % dan harga porositas yang buruk yaitu Ф < 10 %,

dan harga Vclay hampir disetiap kedalaman yang dianalisa adalah sebesar 1 yang

menunjukkan bahwa lapisan yang dianalisa dominan shale. Jadi dengan harga Sw

yang cukup besar, porositas yang buruk.

19

Tabel 5.5 Tabulasi Penilaian

Depth Ф*corrKeterangan

(Ф)Vclay Sw

Prospek atau Non Prospek

1311 0,12534 Fair 0,87778 0,9565 Non Prospek

1312 0,12287 Fair 0,59444 0,86445 Non Prospek

1313 0,17236 Good 0,42778 0,80449 Prospek1314 0,15987 Good 0,32778 0,75505 Prospek1315 0,18402 Good 0,32778 0,80642 Prospek1316 0,10317 Good 0,37778 0,69544 Prospek1317 0,13599 Fair 0,51111 0,77105 Non Prospek1318 0,13779 Fair 0,62778 0,81749 Non Prospek1319 0,12665 Fair 0,67778 0,7966 Non Prospek1320 0,12116 Fair 0,67778 0,82079 Non Prospek1321 0,14798 Fair 0,34444 0,77288 Prospek1322 0,24843 Very Good 0,26111 0,98161 Prospek1323 0,20929 Very Good 0,34444 0,93707 Prospek1324 0,13271 Fair 0,59444 0,8472 Non Prospek1325 0,14505 Fair 0,51111 0,75983 Non Prospek1326 0,10946 Fair 0,84444 0,92237 Non Prospek1327 0,111 Fair 0,79444 0,85836 Non Prospek1328 0,1199 Fair 0,81111 0,85657 Non Prospek1329 0,11545 Fair 0,81111 0,85746 Non Prospek1330 0,11997 Fair 0,86111 0,95765 Non Prospek1331 0,13298 Fair 0,84444 0,91729 Non Prospek1332 0,0975 Fair 0,84444 0,96273 Non Prospek1333 0,11594 Fair 0,81111 0,95855 Non Prospek1334 0,11484 Fair 0,81111 0,92118 Non Prospek1335 0,11256 Fair 0,87222 0,85803 Non Prospek1336 0,11154 Fair 0,76111 0,80617 Non Prospek1337 0,13227 Fair 0,22778 0,68095 Prospek1338 0,15988 Good 0,26111 0,6794 Non Prospek1339 0,11892 Fair 0,64444 0,79806 Non Prospek1340 0,13056 Fair 0,59444 0,75496 Non Prospek1341 0,09093 Fair 0,84444 0,86212 Non Prospek1342 0,12926 Fair 0,66111 0,80282 Non Prospek1343 0,12136 Fair 0,76111 0,8863 Non Prospek1344 0,11942 Fair 0,77778 0,90366 Non Prospek1345 0,13617 Fair 0,59444 0,73897 Non Prospek

20

1346 0,11874 Fair 0,67778 0,84883 Non Prospek1347 0,11408 Fair 0,69444 0,61648 Non Prospek1348 0,11476 Fair 0,71111 0,60639 Non Prospek1349 0,13482 Fair 0,34444 1,02954 Prospek1350 0,06955 Poor 0,76111 0,83929 Non Prospek1351 0,10162 Fair 0,76111 0,49201 Non Prospek1352 0,07841 Poor 0,26111 0,70863 Prospek1353 0,24928 Very Good 0,29444 0,88861 Prospek1354 0,20681 Very Good 0,51111 0,82607 Non Prospek1355 0,1216 Fair 0,17778 0,8416 Prospek1356 0,14138 Fair 0,79444 0,77924 Non Prospek1357 0,11759 Fair 0,67778 0,81294 Non Prospek1358 0,11377 Fair 0,66111 0,70825 Non Prospek1359 0,213 Very Good 0,36111 0,83536 Prospek1360 0,18318 Good 0,51111 0,87105 Non Prospek1361 0,10552 Fair 0,54444 0,73083 Non Prospek1362 0,15816 Good 0,44444 0,83154 Prospek1363 0,11245 Fair 0,64444 0,82303 Non Prospek1364 0,09734 Poor 0,67778 0,83839 Non Prospek1365 0,10731 Fair 0,76111 0,83651 Non Prospek1366 0,098 Poor 0,69444 0,83826 Non Prospek1367 0,10544 Fair 0,84444 0,97724 Non Prospek1368 0,11334 Fair 0,86111 0,99846 Non Prospek1369 0,10289 Fair 0,71111 0,83733 Non Prospek1370 0,07707 Poor 0,77778 0,84223 Non Prospek

21

lprn loggng

Documents

Transcript of lprn loggng