Penentuan Komposisi Litologi

PENILAIAN FORMASI NO : PF 04

PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN

DENGAN KOMBINASI TIGA LOG

Halaman : 1 / 13 Revisi/Thn : 2 / Juli 2003

Manajemen Produksi Hulu

Dalam petrofisika penilaian formasi hampir tidak pernah ada korespondensi langsung antara pengukuran

log dengan besaran formasi yang hendak diukur, karena itu diperlukan solusi simultan lithologi.

Pendekatan dilakukan dengan merepresentasikannya dalam bentuk plot silang (cross-plot), terutama

neutron – density cross-plot dan berbagai plot lainnya (M-/N plot oleh Burke et. al. (1969) atau MID plot

oleh Clavier & Rust (1976)) yang menambahkan pula sonic travel time untuk mengidentifikasi volume

mineral. Teknik tersebut diuraikan pada modul ini.

1. TUJUAN

Menentukan komposisi mineral pembentuk batuan dengan referensi kalibrasi empiris respons

berbagai mineral utama pembentuk batuan.

2. METODE DAN PERSYARATAN

2.1. METODE

- M - N plot

- MID plot

- Litho - Density - Neutron Plot

2.2. PERSYARATAN

- Untuk M-N dan MID plot diperlukan data dari Density, Neutron dan Sonic Log

- Untuk Litho-Density-Neutron Plot diperlukan data dari Litho, Density dan Neutron Log

3. LANGKAH KERJA

3.1. METODE M-N PLOT

1. Siapkan data pendukung :

• Jenis lumpur yang digunakan

• Waktu perambatan gelombang suara di dalam fluida (∆ ft )

• Kerapatan jenis fluida ( fρ )

• Porositas neutron fluida ( Nfφ )

2. Baca defleksi Log Density ( bρ ), Log Neutron ( Nφ ) dan Log Sonic (∆ t)


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




3. Hitung harga M dan N berdasarkan rumus berikut

( )( )fb

f ttM

ρρ −

−= 01.0 (1)

( )( )fb

NNfNρρφφ

−

−= (2)

t, bρ dan Nφ adalah harga t, bρ dan Nφ pada langkah 2.

Harga fρ = 1.0 , Nfφ = 1.0 dan tf = 189 µsec/ft untuk lumpur bor dengan dasar air tawar.

Harga fρ = 1.1, Nfφ = 1.0 dan tf = 185 µsec/ft untuk lumpur bor dengan dasar air asin.

4. Gunakan Gambar 1 (dari buku Schlumberger “Log Interpretation Charts”, 1997) yaitu hasil

plot M dan N untuk mengidentifikasi campuran mineral pembentuk batuan dan

komposisinya.

5. Plot harga M dan N pada M-N Plot (Gambar 1)

Tentukan perbandingan komposisi mineral pembentuk batuan tersebut berdasarkan

posisinya di dalam “mineral triangle” yang dibentuk oleh kombinasi mineral dolomit, kalsit,

anhidrit atau dolomit, kalsit, silika.

- Jika plot M-N jatuh pada garis sisi segitiga, maka batuan tersebut mempunyai komposisi

yang terdiri atas dua mineral dengan besarnya prosentase ditentukan oleh letak titik

tersebut terhadap ujung-ujung sisi segitiga tersebut.

- Jika plot M-N jatuh di dalam segitiga maka batuan tersebut mempunyai komposisi yang

terdiri dari tiga mineral dengan prosentase masing-masing mineral ditentukan oleh jarak

relatif jauh dekatnya terhadap sudut segitiga yang menyatakan komposisi tunggal (100%)

mineral yang bersangkutan.

- Jika plot M-N jatuh diluar “mineral triangle”, penentuan mineral utama pembentuk

batuan ditentukan oleh jarak terdekat terhadap salah satu sudut “mineral triangle” dan

daerah-daerah tertentu di dalam Gambar 1 tersebut.


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




Gambar 1. M-N Plot

Perhatikan alur plot dari contoh lapisan 2 dengan M = 0.84 dan N = 0.48.

(Schlumberger Log Interpretation Chart, CP-8, 1997)


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




Contoh Perhitungan:

Porosity log dari lapisan 1 dan 2 memberikan data sebagai berikut :

Lapisan 1 : t = 67 µsec/ft

bρ = 2.05 gr/cc

CNLφ = 0

fρ = 1.00 gr/cc

Lapisan 2 : t = 63 µsec/ft

bρ = 2.05 gr/cc

CNLφ = 27 pu

Lapisan 1:

16.10.105.2

6718901.01

=−−

=×−

−=

fb

ftM

ρρ

95.000.105.20.00.1

=−−

=−

−=

fb

NNf

ρρN

φφ

Plot harga M dan N pada Gambar 1 menyatakan litologi lapisan 1 adalah NaCl.

Lapisan 2 :

84.001.000.150.2

63189=×

−−

=M

48.00.150.2

27.00.1=

−−

=N

Plot harga M dan N pada Gambar 1 menyatakan litologi lapisan 2 adalah dolomit.


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




3.2. METODE MID PLOT

1. Baca defleksi Log Density-Neutron dan Log Neutron-Sonic.

2. Tentukan total apparent porosity ( taφ ) dengan menggunakan salah satu cara penentuan taφ

(lihat PF 03), sesuai dengan data macam log yang tersedia pada langkah 1. Jika harga fρ

tidak sama dengan 1.0 gr/cc kalikan harga totalφ yang didapat dengan harga pengali menurut

tabel 1.

3. Tentukan harga kerapatan jenis (density), matrik batuan terbaca ( maaρ ) dengan

menggunakan Gambar 2. Masukkan harga bρ pada sumbu tegak disebelah kiri kemudian

tarik garis mendatar sampai pada harga porositas total terbaca ( taφ ); baca harga ( maaρ ) pada

sumbu mendatar bawah.

4. Tentukan harga travel time gelombang suara dalam matrik terbaca (tmaa) dengan

menggunakan Gambar 2. Masukkan harga t pada sumbu tegak sebelah kanan Gambar 2;

kemudian tarik garis mendatar sampai harga porositas total terbaca ( taφ ); baca harga (tmaa)

pada sumbu mendatar atas.

5. Plot harga ( maaρ ) dari langkah 3 dan harga (tmaa) dari langkah 4 pada MID plot Gambar 3.

Baca komposisi mineral pembentuk batuan seperti pada langkah 4 butir 3.1. METODE M-N

PLOT.

Contoh Perhitungan:

Lapisan 1 Lapisan 2 diketahui: t = 67 µsec/ft t = 63 µsec/ft

ρb = 2.04 g/cm3 ρb = 2.46 g/cm3 ΦCNL = -3 ΦCNL = 24 p.u. ρf = 1.0 g/cm3

didapat ΦaND = -1 ΦaND = 21 ΦaNS = -1 ΦaNS = 21 dan tmaa = 66 µsec/ft tmaa = 43.5 µsec/ft ρmaa = 2.03 g/cm3 ρmaa = 2.85 g/cm3

Sehingga komposisi untuk Lapisan 1 adalah garam, dan Lapisan 2 adalah dolomit


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




Gambar 2. MID Plot

Perhatikan alur plot untuk Lapisan 1 dan Lapisan 2



PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




Gambar 3. MID Plot (lanjutan)

Plot untuk menentukan komposisi mineral



PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




3.3. METODE LITHO – DENSITY - NEUTRON PLOT

1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1

2. Baca defleksi Log Litho ( eP ), Log Density ( bρ ) dan Log Neutron ( Nφ )

3. Masukkan harga Nφ dan bρ pada salah satu gambar dari cara penentuan ( taφ ) yang sesuai

dan baca harga porositas total terbaca ( taφ ) (lihat PF 03). Jika harga fρ tidak sama dengan

1.0 gr/cc, kalikan harga taφ dengan pengali menurut tabel 1.

4. Tentukan harga densitas matrik batuan terbaca ( maaρ ) dengan menggunakan Gambar 2

seperti pada langkah 3 butir 3.2.

5. Baca harga apparent index absorbtion ( maaU ) dari Gambar 4. dengan memasukkan harga

Pe, bρ kemudian taφ (hasil langkah 3) seperti terlihat pada urutan arah panah di dalam

Gambar 4.

6. Dengan harga ( maaU ) dari langkah 5 dan harga ( maaρ ) dari langkah 4, plot kedua besaran

tersebut ρ - U plot Gambar 5.

7. Tentukan komposisi mineral pembentuk sebagai berikut :

- Jika hasil plot langkah 6 terletak di dalam segitiga komposisi, % komposisi masing-

masing mineral dapat dibaca berdasarkan jarak relatif terhadap efeknya.

- Jika hasil plot jatuh di luar segitiga komposisi, secara kualitatif tidak dapat ditentukan

komposisi mineralnya. Komposisi secara kualitatif ditentukan berdasarkan letak hasil plot

terhadap mineral-mineral di sekitarnya.

Contoh Perhitungan:

Diketahui: Pe = 3.65

ρb = 2.52 g/cm3 (ρf = 1.0 g/cm3)

Φta = 16%

Didapat: ρmaa = 2.81 g/cm3 (dari Gambar 2)

Dengan menggunakan Gambar 4, didapat Umaa = 10.9


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




Kemudian harga ρmaa = 2.81 g/cm3 dan Umaa = 10.9 diplot ke Gambar 5, sehingga didapat

perkiraan komposisi campuran adalah 60% dolomit dan 40% batu-gamping

Gambar 4. Penentuan Apparent Index Absorbtion ( maaU )



PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




Gambar 5. Plot Identifikasi Litologi


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




Untuk menentukan komposisi batuan dari “mineral triangle”


4. DAFTAR PUSTAKA

1. John T. Dewan. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”, Penn-Well Books, Penn-

Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1983.

2. Schlumberger, “Log Interpretation Charts”, 1997

3. Adi Harsono, “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log - Edisi 8”, 1997

4. Schlumberger, "Log Interpretation Principles/Applications, 1989

5. George Asquith with Charles Gibson : "AAPG Methods in Exploration Series Number 3 - Basic

Well Log Analysis for Geologist", The American Association of Petrolum Geologists, 1982

6. Sylvain J. Pirson, “Hand Book of Well Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation“, Prentice

Hall Inc, Englewood, N.J. , 1963

5. DAFTAR SIMBOL

M = salah satu parameter dalam M-N plot

N = salah satu parameter dalam M-N plot

MID = matrik identification

Pe = koefisien photoelectric absorbtion (barns/electric)

t = transit time (µSce)ft

tf = transit time dalam cairan (µSce/ft)

(tmaa) = transit time terbaca dalam matrik (µSce/ft)

µ = indeks photoelectric absorbtion

(µmaa) = indeks volumetric photoelectric absorbtion terbaca (barns/cc)

bρ = kerapatan jenis batuan, gr/cc

fρ = kerapatan jenis cairan, gr/cc

Nφ = porositas neutron (%)

Nfφ = porositas neutron dalam fluida (%)


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




taφ = porositas terbaca total (%)


PENENTUAN KOMPOSISI

LITOLOGI BATUAN




6. LAMPIRAN

LATAR BELAKANG DAN RUMUS

Lihat PF 02, PF 03 dan PF 16

Tabel berikut ini digunakan untuk densitas fluida , fρ (selain 1.0 g/cm3), mengkoreksi apparent total

porosity dengan faktor pengali pada tabel sebelum dimasukkan ke dalam angka densitas pada MID

Plot.

Tabel 1

Faktor Koreksi φta

Kerapatan Jenis Fluida

( fρ ) Faktor Pengali

1.00

1.05

1.1

1.15

1.00

0.98

0.95

0.93

Penentuan Komposisi Litologi

Documents

Transcript of Penentuan Komposisi Litologi