ANALISIS PETROFISIK

1.1 Pengertian

Analisis petrofisik merupakan salah satu proses yang penting dalam

usaha untuk mengetahui karakteristik suatu reservoir. Melalui analisis

petrofisik dapat diketahui zona reservoir, jenis litologi, identifikasi prospek

hidrokarbon, porositas, volume shale dan saturasi air.

1.2 Persamaan Archie

Gustave E. Archie, bapak dari analisa log, sumbangan yang

terpenting dalam analisa log yaitu adanya hubungan antara porositas,

resistivitas, dan saturasi hidrokarbon dari suatu batuan reservoir. Persamaan

yang dipakai oleh Archie atau Archies equation yaitu :

Resistivitas dari suatu formasi batuan yang mengandung air sebanding

dengan resistivitas air formasi batuan itu. Faktor pembanding yang konstan

disebut faktor formasi (F). Dengan rumus :

F =

Ro : Resistivitas dari formasi batuan yang seluruh pori porinya berisi

air 100%

Rw : Resistivitas air formasi

Archie juga menemukan variasi faktor formasi yang memiliki hubungan

dengan porositas, ditulis dengan rumus :

F =

F = Faktor formasi

= Porositas

M = Faktor sementasi

HANGGA WIJAYA

Department of Geology

Diponegoro University

Nilai a dam m memiliki variasi nilai dimana nilai tersebut berdasarkan dari

variasi ukuran butir, pemilahan butir, dan tekstur batuan. Normal tingkatan

nilai a sekitar 0,5 sampai 1,5. Dan nilai m dari 1,7 sampai 3,2. Archie

biasanya menggunakan nilai a = 1 dan m = 2.

Saturasi Air

Archie menyatakan bahwa rumus dari saturasi air ditulis dengan rumus :

SW =

Kemudian nilai Ro dihubungkan dengan nilai faktor formasi dan nilai dari

resistivitas air seperti yang dituliskan dengan persamaan berikut :

F = Ro = F x Rw

F =

Jadi hasil dari rumus yang dibuat oleh Archie tentang cara mencari nilai

saturasi air bisa dituliskan dengan rumus :

Sw = atau Sw =

Sw = Saturasi air = Porositas

F = Faktor formasi a = Panjang alur

m = Faktor sementasi Rw = Resistivity water

Rt = Tahanan formasi sebenarnya

1.3 Analisis Kualitatif

a. Identifikasi Zona Reservoir

Dalam mengidentifikasi zona reservoir umumnya dilakukan

dengan membaca log gamma ray, log ini mengidentifikasi kandungan

radioaktif yang terdapat dalam batuan dimana semakin tinggi kandungan

radioaktifnya maka log gamma ray akan menunjukan nilai yang tinggi.

Gamma ray dengan nilai yang tinggi biasanya mencirikan litologi berbutir

halus (shaly) sedangkan gamma ray dengan nilai yang rendah biasanya

menunjukan litologi berupa reservoir, baik itu sandstone maupun

limestone, akan tetapi dalam kondisi lapangan tertentu juga ditemukan

high gamma ray sand dimana lapisan sandstone banyak mengandung

mineral feldspar sehingga kurva log gamma ray akan menunjukan defleksi

nilai yang tinggi disebabkan oleh mineral feldspar yang bersifat radioaktif

(Umumnya Potassium), untuk itu dalam penentuan zona reservoir kita juga

harus mengkalibrasi dengan sampel cutting dan side wall core.

Gambar 1. Penentuan Zona Reservoir Menggunakan Log Gamma Ray

b. Identifikasi Jenis Litologi

Setelah membagi zona reservoir kemudian kita dapat menentukan

jenis litologi yang ada di lokasi penelitian, penentuan jenis litologi sangat

penting terutama untuk memasukan nilai parameter dalam perhitungan

petrofisik misalnya untuk memasukan faktor sementasi dan konstanta

archie karena perbedaan dalam penafsiran jenis litologi akan

mempengaruhi hasil dari perhitungan. Penentuan jenis litologi umumnya

Zona Reservoir 1

Zona Reservoir 2

didasarkan pada klasifikasi beberapa parameter dengan membaca log, log

yang dibaca antara lain log resisitivity, log neutron, log sonic dan

Photoelectric Index (PEF). Semakin banyak parameter log yang dipakai

semakin baik dalam penafsiran jenis litologi, meski begitu kita tetap harus

mengkalibrasi data kita dengan data sampel cutting maupun side wall core

untuk mendapatkan data yang lebih akurat. Sebagai contoh kita dapat

mengklasifikasikan jenis litologi berdasarkan klasifikasi Adi Harsono

(1997) seperti yang terlihat dalam tabel 1.

Tabel 1. Penentuan Jenis Litologi Berdasarkan Log (Harsono, 1997)

c. Identifikasi Prospek Hidrokarbon

Log neutron merupakan log yang dapat membaca Hydrogen Index

yang terkandung dalam batuan dengan cara menembakan neutron kedalam

formasi, dimana semakin tinggi hidrogen indeksnya maka neutron yang

dipantulkan kembali kedalam detektor dalam logging tools akan semakin

sedikit (log neutron menunjukan nilai yang rendah) dan sebaliknya ketika

kandungan hidrogen pada formasi sedikit maka jumlah neutron yang

dipantulkan kembali kedalam detektor logging tools akan semakin banyak

(log neutron menunjukan nilai yang tinggi).

Log density merupakan log yang membaca fungsi dari densitas

batuan, prinsip dari log ini adalah dengan menembakan sinar gamma

kedalam formasi, sinar gamma tersebut akan menendang elektron keluar

dan ditangkap oleh detektor dalam logging tools, banyaknya jumlah

elektron yang ditangkap oleh detektor merupakan fungsi dari nilai densitas

formasi (semakin banyak elektron yang ditangkap maka semakin tinggi

densitas formasi dan sebaliknya).

Ketika dikombinasikan dengan interval skala yang berlawanan

maka log neutron dan density dapat digunakan untuk mendeteksi adanya

kandungan hidrokarbon yang ditunjukan oleh adanya cross over (butterfly

effect), semakin besar separasi cross over yang ditunjukan oleh log

neutron dan density maka dapat ditafsirkan bahwa hidrokarbon tersebut

merupakan gas dan apabila separasinya sedikit lebih kecil maka

ditafsirkan bahwa jenis hidrokarbon tersebut merupakan minyak atau air

(Gambar 2). Selain itu kita juga perlu membandingkan dengan log

resistivity, jika resistivitas menunjukan nilai yang tinggi maka

dimungkinkan daerah cross over tersebut merupakan hidrokarbon akan

tetapi jika resisitivitasnya rendah dimungkinkan zona tersebut merupakan

air (Gambar 3).

Gambar 2. Zona Cross Over (Butterfly Effect)

Gambar 3. Hubungan Nilai Resisitivitas Terhadap Zona Hidrokarbon Dan Air

1.4 Analisis Kuantitatif

Analisis log secara kuantitatif dimaksudkan untuk melakukan

perhitungan nilai porositas, tahanan jenis formasi, saturasi, permeabilitas,

volume shale dan ketebalan lapisan produktif. Berikut merupakan contoh

perhitungan petrofisik dari suatu zona reservoir di cekungan Jawa Timur

Bagian Utara.

Tabel 2. Contoh Perhitungan Petrofisik Untuk Mencari Porositas Dan Saturasi Air

Tabel 3. Contoh Perhitungan Petrofisik Untuk Mencari Volume Shale

a. Perhitungan Porositas Sonik

Log ini merupakan log yang digunakan untuk mengukur porositas

selain density log dan neutron log dengan cara mengukur interval transite

time (t), yaitu waktu yang dibutuhkan oleh gelombang suara untuk

merambat didalam batuan formasi sejauh 1 ft. Peralatan sonic

menggunakan sebuah transmitter dan dua buah receiver yang jarak antara

keduanya adalah 1 ft. Untuk menghitung nilai porositas sonic kita dapat

menggunakan persamaan berikut :

Sonic = (tlog-tma) / (tf-tma)

Keterangan :

tlog : Nilai yang terbaca pada log sonic

tma : Transite Time Matrix batuan (Lihat Tabel 4)

tf : Transite Time Fluida (Lihat Tabel 4)

Tabel 4. Transite Time Matrix (Asquith and Gibson, 1982)

Litologi Atau Fluida tma

Batupasir 55,5-51

Limestone 47,6-43,5

Dolomite 43,5

Air Tawar mud filtrate 189

Air Asin mud filtrate 185

Gas 920

Oil 230

b. Perhitungan Porositas Densitas

Tujuan utama dari density log adalah menentukan porositas dengan

mengukur nilai densitas bulk batuan, untuk mengukur nilai densitas batuan

kita dapat menggunakan persamaan berikut :

D = (ma-b) / (ma-f)

Keterangan :

ma : Densitas matriks batuan (Lihat tabel 5)

ma : Densitas yang terbaca pada log density

f : Densitas fluida rata-rata, gr/cc (1 untuk fresh water, 1.1 untuk salt

water)

Tabel 5. Harga Densitas Matriks Batuan (Harsono, 1997)

Mineral Densitas Sebenarnya ma

Kuarsa 2,654 2,648

Kalsit 2,710 2,710

Dolomit 2,870 2,876

Anhydrit 2,960 2,977

Syfvit 1,984 1,863

Halit 2,165 2,032

Air Tawar 1,000 1,000

Air Asin 1,146 1,135

Minyak 0,850 0,850

Batubara 1,200 1,173

c. Perhitungan Porositas Total

Untuk menghitung porositas total didapatkan dari hasil pembacaan

log neutron dan hasil perhitungan log density, kemudian dimasukan

kedalam persamaan sebagai berikut :

Pembacaan porositas pada log neutron :

N = Dibaca pada kurva log neutron

Perhitungan porositas Neutron Density (Porositas Total)

Jika tidak ada gas = = (N + D) / 2

Jika ada gas = = (N2 + D2) / 2

Keterangan :

N : Porositas Neutron

D : Porositas Densitas

d. Perhitungan Saturasi Air

Dalam porositas batuan dapat tersimpan air maupun hidrokarbon,

sehingga total dari air dan hidrokarbon yang mengisi rongga pada batuan

dianggap 100% atau 1. Untuk mencari nilai saturasi hidrokarbon maka

dengan mengurangi nilai 100% tersebut dengan nilai saturasi air yang

telah dihitung.

Sh (%) = 100% - Sw (%)

Keterangan :

Sh : Saturasi Hidrokarbon

Sw : Saturasi Air Formasi

e. Perhitungan Volume Shale

Di dalam formasi hampir semua batuan sedimen mempunyai sifat

radioaktif tinggi, terutama terkonsenterasi pada mineral lempung (Clay

Mineral). Formasi yang bersih biasanya mengandung sifat radioaktif yang

kecil, kecuali lapisan-lapisan tersebut mengandung mineral tertentu yang

bersifat radioaktif misalnya garam-garam potassium terlarutkan sehingga

mempengaruhi pembacaan pada gamma ray. Dalam petrofisik perlu

dilakukan perhitungan volume shale terutama pada lapisan shaly sand

dimana kandungan clay dapat mempengaruhi dalam penilaian

produktifitas suatu lapisan reservoir. Untuk menghitung volume shale

dapat digunakan persamaan sebagai berikut :

Vsh = (GRlog GRmin) / (GRmax GRmin)

Keterangan :

GRlog : Hasil pembacaan GR log pada lapisan yang dihitung

GRmin : Hasil pembacaan GR log minimal (Zona non shale)

GRmax : Hasil pembacaan GR log maksimal (Zona shale)

1.5 Pengukuran Faktor Sementasi Berdasarkan Data Core

Dalam perhitungan faktor sementasi data yang diperlukan adalah data

porositas dan juga faktor resistivitas formasi yang didapatkan dari sampel

core pada suatu kedalaman tertentu. Misal pada kedalaman 4852.00 ft pada

sumur X dengan litologi batugamping pengukuran porositas () pada data

core tersebut menunjukan nilai 0.135 dan faktor resistivitas formasinya (F)

menunjukan nilai 56.82 maka selanjutnya kita dapat menghitung nilai faktor

sementasi batuan (m) pada kedalaman tersebut kedalam persamaan archie,

yaitu sebagai berikut :

F = a / m

Limestone a = 1, F = 1 / m

Sehingga m = - Log F / Log

Keterangan :

a : Panjang Alur/ Faktor Tortuosity (Lihat Tabel 6)

: Porositas

m : Faktor Sementasi Batuan

F : Faktor Resistivitas Batuan

Tabel 6. Nilai Panjang Alur (Asquith and Gibson, 1982)

Unconsolidated

Sandstone

Consolidate

Sandstone

Carbonates

a 0,62 0,81 1

1.6 Estimasi Saturasi Hidrokarbon Berdasarkan Data Core

Dalam analisis petrofisik data yang didapatkan dari hasil perhitungan perlu

dikalibrasi dengan data pada sumur sekitarnya yang telah dilakukan pengambilan

data core, hal tersebut berfungsi untuk meminimalisir kesalahan dari hasil

perhitungan. Berikut merupakan contoh perhitungan eksponen porositas (Tabel 7)

dan saturasi hidrokarbon berdasarkan data core (Tabel 8).

Tabel 7. Perhitungan nilai m berdasarkan crossplot porosity dan formation factor

Depth (feet)

Porosity (fraction)

Formation Resistivity Factor (F)

Porosity Exponent (m)

4852.00 0.135 56.82 2.017

6081.00 0.109 52.80 1.789

6485.00 0.116 65.65 1.942

4746.00 0.279 10.85 1.867

4795.00 0.261 15.36 2.033

4772.00 0.089 68.10 1.744

4792.00 0.214 19.30 1.919

Tabel 8. Estimasi saturasi hidrokarbon (Berdasarkan data core)

WELLS A B C D E F G

Lithology SS LS DOL SS LS LS DOL

Archie : a 0.62 1 1 0.62 1 1 1

m 1.8 2 2.5 1.8 2 2 2.5

n 2 1.9 2 2 1.9 1.9 2

Rw@Ft 0.04 0.1 0.02 0.01 0.2 0.05 0.04

Phi% 30 17 16 19 25 9 5

F 5.414 34.6 97.65 12.32 16 123.45 1.788.854

Ro 0.216 3.46 1.953 0.123 3.2 6.172 71.554

Rt 80 8 20 9 100 21 1000

I 370.37 2.312 10.24 73.17 31.25 3.402 13.975

SW% 5.2 65.764 31.249 11.7 17.88 54.215 26.74

SH% 94.8 34.236 68.76 88.3 82.12 45.78 73.26

a. Litologi

Penentuan litologi didapatkan dari hasil pengamatan sampel (Cutting atau Side

Wall Core) pada sumur tertentu baik itu pengamatan megaskopis maupun

pengamatan mikroskopis melalui sayatan tipis.

b. Panjang Alur / Faktor Tortuosity (a)

Nilai panjang alur didapatkan dari hasil analisis laboratorium pada sampel core,

nilai ini berhubungan dengan hubungan antar butir dari partikel sedimen

diantaranya ukuran butir, variasi kompaksi dan struktur pori (Asquith and

Gibson, 1992)

c. Faktor Sementasi (m)

Butiran pada batuan sedimen diikat oleh semen yang membuat batuan

tersebut menjadi terkonsolidasi dan tidak mudah lepas, semakin besar

faktor sementasinya maka akan semakin kuat ikatan butiran sedimen

tersebut dan sebaliknya semakin kecil faktor sementasinya maka semakin

rendah tingkat konsolidasinya sehingga butiran mudah lepas. Harga faktor

6007.00 0.155 34.36 1.897

6248.00 0.146 42.80 1.952

6272.00 0.063 181.88 1.882

6378.00 0.080 104.80 1.841

sementasi ini dapat diketahui dari analisa sampel core yang didapatkan dan

analisa tersebut merupakan analisa core spesial yang merupakan rangkaian

dari suatu penilaian formasi. Dimana harga faktor sementasi yang

diperoleh dapat digunakan untuk mengidentifikasikan adanya

kemungkinan problem kepasiran, semakin kecil faktor sementasi yang

diperoleh maka semakin besar kemungkinan problem kepasiran terbentuk.

Nilai faktor sementasi pada batuan karbonat akan menunjukan angka yang

tinggi. Umumnya nilai faktor sementasi untuk batupasir terkonsolidasi

yaitu 1.8 < m < 2.0. pada batuan karbonat nilai faktor sementasi

menunjukan nilai yang lebih bervariasi yang disebabkan oleh diagenesis

dan kompleks porositasnya dimana menunjukan anilai 1.7 4.1

(Wikipedia).

Untuk menghitung nilai Porosity Exponent (m) pada tabel 5 kita perlu

mengukur nilai porositas (fraksi) dan faktor formasi (F) dari sampel,

kemudian nilai m dihitung dengan menggunakan persamaan Archie

berikut :

F = a / m

*a dianggap 1 karena reservoir berupa limestone

Sehingga diperoleh : m = - log F / log

a : Panjang Alur/ Faktor Tortuosity

: Porositas

m : Faktor Sementasi Batuan / Porosity Exponent

F : Faktor Formasi

d. Saturasi Eksponen (n)

Saturasi Eksponen didapatkan dari hasil analisis laboratorium pada sampel core.

e. Resistivitas Air Formasi

Resisitivitas air formasi bisa didapatkan dengan berbagai cara, salah

satunya yaitu dengan pengukuran contoh air formasi di permukaan dimana

dilakukan pencatatan terhadap temperatur permukaan. Untuk mendapatkan

harga Rw pada temperatur formasi dimana contoh air formasi tersebut

berasal maka digunakan persamaan :

Keterangan :

Rw(Tf) : Resistivitas Air Formasi

Rw(Ts) : Resistivitas Air Formasi di Permukaan

Tsurface : Suhu Air Formasi di Permukaan

Tformasi : Suhu Air Formasi

f. Porositas ( %)

Porositas merupakan ruang kosong yang dimiliki oleh batuan, nilainya

dinyatakan dalam persen (%) dimana perhitungan tersebut didapatkan dari

nilai volume porositas dibagi dengan volume total batuan. Perhitungan

tersebut dapat didapatkan dari analisis laboratorium maupun dari

perhitungan log, baik itu log sonic, log neutron maupun log density.

g. Faktor Formasi (F)

Merupakan faktor resistivitas batuan yang bisa juga didapatkan dari

analisis sampel core, nilai faktor formasi juga bisa didapatkan dari

persamaan archie yaitu:

F = a / m

Keterangan :

a : Panjang Alur/ Faktor Tortuosity

: Porositas

m : Faktor Sementasi Batuan

F : Faktor Resistivitas Batuan

h. Resistivitas Air Formasi Dengan Saturasi 100% (Ro)

Ro merupakan resistivitas air formasi ketika saturasi air diasumsikan

100% dimana nilai Ro merupakan hasil perkalian antara nilai Resistivitas

formasi (Rw) dengan faktor formasi (F)

Ro = F x Rw

Keterangan :

Ro : Resistivitas formasi dengan saturasi air 100%

F : Faktor Formasi (Resistivitas Formasi)

Rw : Resistivitas Air Formasi

i. Resistivitas yang Terbaca Pada Log Resistivity (Rt)

Nilai resistivitas yang terbaca pada log resisitivity yaitu pada zona yang

tidak terinvasi oleh lumpur pemboran sehingga yang terbaca merupakan

true resisitivity.

j. Indeks Resistivitas (I)

Merupakan perbandingan antara tahanan listrik batuan sebenarnya (Rt)

dengan tahanan yang dijenuhi oleh air formasi 100%, menggunakan

persamaan sebagai berikut :

I = Rt / Ro

Keterangan :

Rt : Resistivitas yang terbaca pada log

Ro : Resistivitas yang dijenuhi air 100%

k. Saturasi Air (Sw %)

Saturasi air adalah tingkat kejenuhan air yang berada pada porositas

batuan, dapat dicari dengan persamaan sebagai berikut :

Sw = n((a.Rw) / (m . Rt))

Atau

SW = n(F.(RW/RT)

Keterangan :

n : Saturasi Eksponen

a : Panjang Alur/Faktor Tortuisity (Lihat tabel 6)

F : Faktor Resistivitas Formasi

Rw : Resistivitas Air Formasi

: Porositas Total

m : Faktor Sementasi

Rt : Resistivitas batuan sebenarnya (Dibaca pada log resistivity)

l. Saturasi Hidrokarbon (Sh %)

Dalam porositas batuan dapat tersimpan air maupun hidrokarbon, sehingga

total dari air dan hidrokarbon yang mengisi rongga pada batuan dianggap

100% atau 1. Untuk mencari nilai saturasi hidrokarbon maka dengan

mengurangi nilai 100% tersebut dengan nilai saturasi air yang telah

dihitung.

Sh (%) = 100% - Sw (%)

Keterangan :

Sh : Saturasi Hidrokarbon

Sw : Saturasi Air Formasi

REFERENSI

Asquith and Gibson. 1982. Basic Well Log Analysis For Geologist. Tusla,

Oklahoma : AAPG

Crain, E.R. Archies Law (http://www.spec2000.net/resistivityarchie.htm)

[Diakses pada 10 Nopember 2014)

Harsono, Adi. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. Jakarta : Schlumberger

Oilfield Service

Nugroho, Hadi. 2014. Buku Panduan Praktikum Geologi Minyak Dan Gas Bumi.

Semarang : UNDIP