Teori Dasar Logging

BAB III

DASAR TEORI

3.1. Sifat Fisik Batuan

Sifat fisik batuan reservoir merupakan sifat penting batuan reservoir dan

hubungannya dengan fluida reservoir yang mengisinya dalam kondisi statis dan

dinamis (jika ada aliran). Analisa core adalah salah satu metoda untuk

menentukan besaran fisik batuan secara langsung.

3.1.1. Analisa Core Rutin

Analisa core rutin meliputi pengukuran porositas, permeabilitas absolut, dan

saturasi.

3.1.1.1. Porositas Batuan (Ø)

Porositas (Ø) didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari volume ruang

pori –pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar–kecilnya porositas

suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara

matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :

∅=Vb−VgVb

× 100 %=VpVb

×100 % ....................................................(3-1)

Keterangan :

φ = Porositas batuan

Vb = Volume batuan

Vm = Volume matriks

Vp = Volume pori

37

38

Faktor yang mempengaruhi besarnya porositas pada batuan sedimen klastik

adalah :

1. Keseragaman ukuran butiran (uniformity of grain size).

Semakin seragam dan bundar butiran yang menyusun batuan sedimen

klastik, maka porositasnya akan semakin besar. Jika terdapat partikel

kecil dari silt atau clay bercampur di dalam butiran pasir yang

berukuran besar, maka effective porosity (intercommunicating) akan

menurun,

2. Tingkat sementasi dan konsolidasi (degree of cementation or

consolidation).

Tingkat semen yang tinggi pada batu pasir akan menurunkan porositas,

dan batupasir lunak (unconsolidated sandstone) memiliki porositas

yang tinggi,

3. Besarnya kompaksi selama dan setelah pengendapan (amount of

compaction during and after deposition).

Pada umumnya, porositas batuan akan semakin kecil apabila batuan

terserbut terbentuk pada lingkungan pengendapan yang semakin dalam

(high compaction),

4. Metode packing (methods of packing).

Bentuk packing butiran yang membentuk batupasir sangat

mempengaruhi besarnya porositas. Ada 2 jenis packing butiran yaitu

cubic dan rhombohedral. Packing cubic memiliki porositas yang lebih

besar dibandingkan rhombohedral. Bentuk butiran yang mempengaruhi

porositas dapat dilihat pada gambar 3.1

Gambar 3.1Metode packing Yang Mempengaruhi Besarnya Porositas

(Gatlin, Carl “Petroleum Engineering - Drilling and Well Completion”)

39

Berdasarkan waktu terjadinya, cara terjadinya dan hubungan dari pori – pori

batuan, maka porositas dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer, adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan

sedimen diendapkan, seperti : Intercrystalline, Intergranular or

interparticle, Bedding planes, Miscellaneous (vug, cavernous dan pori

– pori yang disebabkan organisme).

2. Porositas sekunder, adalah porositas batuan yang terjadi setelah proses

pengendapan batuan, seperti akibat proses pelarutan, dolomitisasi,

rekahan dan lain - lain.

Porositas larutan, adalah ruang pori–pori yang terbentuk karena

adanya proses pelarutan batuan.

40

Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori–pori yang terbentuk

karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi

beban, seperti : lipatan, sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit

untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatip karena

bentuknya tidak teratur.

Dolomitisasi, dalam proses ini batugamping (CaCO3)

ditransformasikan menjadi dolomit ( CaMg( CO3 )2 ) atau menurut

reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl2 → CaMg (CO3)2 + CaCl2

Menurut para ahli, batugamping yang terdolomitasi mempunyai

porositas yang lebih besar dari pada batu gampingnya sendiri.

Ditinjau dari segi teknik reservoir, porositas batuan reservoir dapat

diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

1. Porositas absolut, adalah persen volume pori–pori total terhadap volume

batuan total (bulk volume).

φ=Volume poriositas total

bulk volume× 100 %

...................................... (3-2)

2. Porositas efektif, adalah perbandingan volume pori–pori yang saling

berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).

φ=Volume pori yang berhubungan

bulk volume× 100 %

........................ (3-3)

Untuk lebih jelas perbedaan porositas absolute dengan porositas efektif

dapat dilihat gambar 3.2.

Gambar 3.2Perbedaan Porositas Absolute Dan Porositas Efektif Batuan

(Clark, J.C “Elements of Petroleum Reservoirs”)

41

3.1.1.2. Saturasi Fluida

Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-

pori total pada suatu batuan berpori.

Saturasi minyak (So) adalah :

So=volume pori−pori yang diisi min yakvolume pori−pori total .................................. (3-4)

Saturasi air (Sw) adalah :

Sw=volume pori−pori yang diisi airvolume pori−pori total .......................................... (3-5)

Saturasi gas (Sg) adalah :

................................. (3-6)

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1........................................................................... (3-7)

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :

So + Sw = 1 .................................................................................. (3-8)

Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan dalam mempelajari saturasi

fluida antara lain adalah :

Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam

reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan

42

yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif

akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah, demikian juga

untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini

disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida.

Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatip produksi minyak. Jika

minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh

air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan

minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.

Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori

yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume batuan adalah V, ruang pori-

porinya adalah .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon

adalah :

So V + Sg V = (1 – Sw ) V ........................................... (3-9)

Sebagian fluida hidrokarbon masih tertinggal di dalam reservoar ketika

fluida hidrokarbon diproduksikan ke permukaan, hal ini diakibatkan oleh

adanya volume fluida yang terdapat dalam pori-pori batuan tidak dapat

bergerak lagi. Saturasi minimum dimana fluida sudah tidak mampu lagi

bergerak disebut saturasi sisa (residual saturation).

3.1.1.3...................................................................................... Permeabilitas (k)

Permeabilitas batuan merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan suatu

batuan porous untuk mengalirkan fluida. Henry Darcy (1856), dalam percobaan

dengan menggunakan sampel batuan Dalam percobaan Henry Darcy

menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air, dapat dilihat pada gambar

3.3. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas μ

(cp), dengan luas penampang A (cm2), dan panjangnya L (cm). Kemudian dengan

memberikan tekanan masuk P1 (atm) pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran

dengan laju sebesar Q (cm3/sec), sedangkan P2 (atm) adalah tekanan keluar. Dari

Gambar 3.3Diagram Percobaan Permeabilitas Henry Darcy

(Slider, H.C “Worldwide Practical Petroleum Reservoir Engineering Methods”)

43

percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q.μ .L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan

sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan,

perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q

sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga

permeabilitas absolut batuan.

Definisi batuan mempunyai permeabilitas 1 darcy menurut hasil percobaan

ini adalah apabila batuan mampu mengalirkan fluida dengan laju 1 cm3/s

berviskositas 1 cp, sepanjang 1 cm dan mempunyai penampang 1 cm2, perbedaan

tekanan sebesar 1 atm.

Sehingga persamaannya dapat ditulis sebagai berikut :

K= Q .μ

A .(ΔPΔℓ

)....................................................................................... (3-10)

Keterangan:

k = permeabilitas media berpori, darcy

q = debit aliran, cm3/s

µ = viskositas fluida yang menjenuhi,cp

A = luas penampang media, cm2

ΔP = beda tekanan masuk dengan tekanan keluar, atm

44

Δℓ = panjang media berpori, cm

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam persamaan (3-10) adalah:

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible.

Berdasarkan atas jumlah fasa cairan yang mengalir di dalam media

berpori, maka pada dasarnya permeabilitas batuan dibedakan menjadi :

Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir

melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas

saja.

K= Q . μ. ΔℓA .( P1−P2 ) ............................................................................. (3-11)

Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang

mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan

minyak atau ketiga-tiganya.

Ko=Qo .μo . Δℓ

A .( P1−P2) ............................................................................ (3-12)

Kw=Qw . μw . Δℓ

A .( P1−P2) ............................................................................ (3-13)

Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan

permeabilitas absolut.

, , ................................................. (3-14)

Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa

kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu dikembangkan pula

Gambar 3.4Kurva Permeabilitas Efektif untukSistem Minyak dan Air

(Amyx, J. W. “Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties”)

Gambar 3.5Kurva Permeabilitas Efektif untukSistem Minyak dan Gas


45

konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga

permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana masing-masing untuk

minyak, gas, dan air. Keterkaitan antara harga permeabilitas relatif minyak dan air

terhadap harga saturasinya digambarkan oleh suatu kurva grafik yang ditunjukkan

gambar 3.4, Sedangkan hubungan antara permeabilitas efektif gas dan minyak di

dalam media berpori ditunjukkan dalam gambar 3.5.

Gambar 3.6Hubungan Fractional Flow Dengan Saturasi Air


46

Permeabilitas relatif minyak dan air mempengaruhi fraksi aliran (fractional flow)

untuk reservoir horizontal, persamaan fraksi aliran sebagai berikut:

fw= 1

1+( μwμo

× krokrw )

.....................................................................(3-15)

Jika fw = 1 maka yang mengalir adalah 100% air tidak ada aliran minyak,

sedangkan Jika fw = 0 maka yang mengalir adalah 100% minyak tidak ada aliran

air. Harga fw yang besar menunjukkan efisiensi pendesakan minyak oleh air kecil,

harga fw yang kecil menunjukkan efisiensi pendesakan minyak oleh air besar.

Hubungan fractional flow dengan saturasi air dapat dilihat pada gambar 3.6.

Disp la c ing Flu id Sa tura tio n

Fra

ctio

na

l Flo

w

1

0 1

sin > 0oN g

M < 1 o

sin < 0oN g

M > 1 o

sin = 0oN g

M = 1 o

47

3.1.2. Analisa Core Spesial (SCAL)

3.1.2.1. Wettabilitas

Wettabilitas atau sering di sebut derajad kebasahan didefinisikan sebagai

kecenderungan fluida untuk melekat pada permukaan batuan. Apabila dua fluida

bersinggungan dengan benda padat, maka salah satu fluida akan bersifat

membasahi permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya

adhesi yaitu gaya tarik-menarik partikel yang berlainan. Kesetimbangan Gaya-

gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan dapat dilihat pada gambar 3.7. Tegangan

permukaan pada dasarnya di bagi menjadi dua macam, yaitu:

1. Interfacial tension , yaitu gaya (dalam dyne) yang bekerja pada suatu

permukaan batas kontak fasa cair dengan padatan tegak lurus terhadap

suatu permukaan yang panjangnya 1 cm.

2. Surface tension, yaitu gaya yang bekerja pada suatu permukaan batas

kontak fasa cair dengan udara, tegak lurus terhadap suatu permukaan

yang panjangnya 1 cm.

Besaran wettabilitas sangat dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu

a. Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoir.

b. Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butir batuan maka semakin

besar gaya adhesi yang terjadi.

c. Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat di dalam minyak mentah

(crude oil) Dalam sistem minyak-air benda padat, gaya adhesi AT yang

menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

AT = so - sw = wo. cos wo ......................................................... (3-16)

Keterangan :

AT = Gaya adhesi, dyne/cm

so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm

sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm

Gambar 3.7Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan


Gambar 3.8Hubungan Tekanan Dalam Pipa Kapiler


48

wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm

wo = sudut kontak minyak-air.

3.1.2.2. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada

antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur dimana keduanya dalam

keadaan statis di dalam sistem kapiler. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah

perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “wetting

fasa” (Pw), hubungan tekanan dalam pipa kapiler dapat dilihat dari gambar 3.8.

49

Berdasarkan gambar 3.8, sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana terlihat

bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan dinding

pipa yang arah resultannya ke atas. Gaya – gaya yang bekerja pada sistem tersebut

adalah :

1. Besar gaya tarik keatas adalah 2 rAT, dimana r adalah jari-jari pipa kapiler.

2. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah r2 h g (w-o).

Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa),

sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Pc = Po - Pw...............................................................................................(3-17)

Perbedaan tekanan permukaan antara minyak dengan air berhubungan

dengan perbedaan densitas dan ketinggian dari kenaikan air.

Pc = (ρw – ρo) g h ....................................................................................(3-18)

Keterangan :

Po = Tekanan fasa non-wetting (oil = minyak), dyne/cm2

Pw = Tekanan fasa wetting (water = air), dyne/cm2

Pc = Tekanan kapiler, dyne/cm2

ρw = densitas air, gr/cm3

ρo = densitas minyak, gr/cm3

h = ketinggian kenaikan air pada pipa kapiler, cm

Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya keatas akan sama dengan

gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara matematis dapat

dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :

2 π r AT = π r2 Δρ g h.....................................................................(3-19)

Dimana

50

Pc = Δρ g h , AT = σ cosθ

Pc=2 σ cosθ

r=Δ ρ g h

..............................................................(3-20)

Keterangan :

σ = tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm

cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida , dyne/cm

r = jari-jari lengkung pori-pori, cm

= perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3

g = percepatan gravitasi, cm/dt2

h = tinggi kolom, cm

3.1.2.3. Kompressibilitas Batuan

Kompressibilitas batuan didefinisikan sebagai perubahan volume batuan

yang disebabkan karena adanya perubahan tekanan batuan. Pengosongan fluida

dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan

dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan juga akan mengalami

perubahan. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada

butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk) batuan reservoir. Menurut

Geerstma (1957) ada tiga konsep tentang kompressibilitas batuan, antara lain :

Kompressibilitas matriks batuan, cr

Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume material padatan (grains)

terhadap satuan perubahan tekanan. Secara matematis persamaan koefisien

kompressibilitas sebagai berikut :

cr=− 1Vr ( δ Vr

δ P )T ............................................................................(3-21)

Keterangan:

51

Cr = Koefisien kompressibilitas matrik batuan, psi-1

Vr = Volume material padatan (grains),cm3.

T = Temperatur konstan, oF.

P = Tekanan pori, Psi.

Kompressibilitas bulk, CB

Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume dari batuan terhadap satuan

perubahan tekanan. Secara matematika dirumuskan koefisien kompressibilitas

sebagai :

CB = − 1

V B( δ V B

δ P )T ........................................................................... (3-22)

Keterangan :

Cb = Koefisien kompresibilitas batuan, psi-1

Vb = Volume bulk,cm3.

Kompressibilitas pori-pori batuan, cP

Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume pori dari batuan terhadap

satuan perubahan tekanan. Secara matematika dirumuskan koefisien

kompressibilitas sebagai :

CP = − 1

V P( δ V P

δ P )T ........................................................................... (3-23)

Keterangan :

Cp = Koefisien kompresibilitas pori batuan, psi-1

Vp = Volume pori batuan,cm3.

P = Tekanan pori, psi

Gambar 3.9Log Plot Faktor Formasi (F) Vs Porositas Batuan (Ø)

(Richard M. Bateman. “Open Hole Log Analysis And Formation Evaluation”)

52

3.1.2.4. Sementasi Batuan (m), Exponen Saturasi (n), dan Konstanta

Batuan (a)

Sementasi batuan (m) dan konstanta batuan (a) berhubungan dengan faktor

formation batuan (f), dimana faktor formasi adalah perbandingan resistivitas

batuan yang dijenuhi air 100 % (Ro) dengan resistivitas air (Rw), dapat ditulis

dengan persamaan 3-24.

F= RoRw

= a

∅m ......................................................................................... (3-24)

Dalam menentukan sementasi batuan (m) dan konstanta batuan (a)

digunakan persamaan logaritma hubungan faktor formasi (f) dengan porositas

batuan (Ø), dapat ditulis dengan persamaan 3-25.

F=log a – m log∅ ................................................................................... (3-25)

Sehingga dari persamaan 3-25 dapat membuat grafik log plot faktor

formasi (F) Vs porositas batuan (Ø), dapat dilihat pada gambar 3.9.

Tabel III-1Nilai Sementasi Batuan (m)

53

Dari gambar 3.9 nilai sementasi batuan (m) merupakan slope (kemiringan)

dan konstanta batuan (a) merupakan intercept dari log plot hubungan faktor

formasi dengan porositas batuan. Harga semetasi batuan dari berbagai jenis batuan

dapat dilihat pada tabel III-1.

Eksponen saturasi (n) berhubungan dengan resistivity index (I) Resistivity

Index (I) adalah perbandingan resistivity batuan yang dijenuhi air kurang dari

100% (Rt) dengan resistivity batuan yang dijenuhi air 100% (Ro), dapat ditulis

dengan persamaan 3-26.

I= RtRo

= 1

Swn ............................................................................. (3-26)

Dalam menentukan eksponen saturasi (n) digunakan persamaan logaritma

hubungan resistivity index (I) dengan saturasi air (Sw), dapat diltulis dengan

persamaan 3-27.

log I=n log Sw............................................................................. (3-27)

Sehingga dari persamaan 3-27 dapat membuat grafik log plot resistivity

index (I) Vs saturasi air (Sw) dapat dilihat pada gambar 3.10.

Jenis Batuan m

Highly cemented (limestone, dolomite,

quartzite)2.0 – 2.2

Moderately cemented (consolidated sand) 1.8 – 2.0

Slightly cemented (friable, crumbly sands) 1.4 – 1.7

Unconsolidated sands 1.3

Gambar 3.10Log Plot Resitivity Index (I) Vs Saturasi Air (Sw)

(Richard M. Bateman. “Open Hole Log Analysis And Formation Evaluation”)

Gambar 3.11Resitivity Index Vs Brine Saturation


0

- 1

- 2

- 3

Sw

Log Sw

1

.1

.01

.001

Log (Rt/Ro) = n x Log Sw

Slope = “n” = 2

Log I = Log (Rt/Ro)

54

Dari gambar 3.10 nilai eksponen saturasi (n) merupakan slope (kemiringan)

dari log plot resitivity index (I) Vs saturasi air (Sw). Nilai eksponen saturasi (n)

menurut Rush dapat dilihat pada gambar 3.11.

Gambar 3.12Ilustrasi Wireline Logging

(Pirson, J S “Handbook of Well Log Analysis for Oil And Gas Formation Evaluation”)

55

3.2. Metoda Logging

Well Logging merupakan pekerjaan penilaian formasi pada saat pemboran,

sebelum di casing (Open Hole) ataupun setelah dicasing (Cased Hole) dengan cara

menurunkan rangkaian Peralatan logging (logging tools) ke dasar lubang bor

dengan menggunakan wireline cable secepat mungkin dengan memperhatikan

kondisi sumur, kemudian direkam dengan menarik keatas dengan kecepatan

pengukuran diatur konstan antara 1800 s/d 6000 ft/jam, tergantung pada jenis alat

logging yang dipakai, ilustrasi dapat dilihat pada gambar 3.12.

Logging memberikan data yang diperlukan untuk mengevaluasi kuantitas

dan kualitas pada lapisan yang di tembus saat pemboran. Untuk mendapatkan

hasil log yang akurat peralatan logging perlu di kombinasikan, dalam

56

mengkombinasikan peralatan logging perlu memperhatikan faktor – faktor yang

mempengaruhi kombinasi logging diantaranya yaitu:

1. Jenis fluida pemboran.

2. Jenis formasi batuan reservoir.

3. Invasi mud filtrat.

4. Kondisi lubang bor.

5. Ketebalan lapisan porous.

6. Distribusi porositas dan resistivitas.

7. Kondisi optimum masing-masing log.

3.2.1. Jenis – Jenis Alat Logging

3.2.1.1. Lithology Tools

Lithology tools digunakan untuk menentukan zona porous permeable,

menentukan kedalaman porous permeabel, ketebalan lapisan porous permeabel,

dan jenis formasi yang di tembus, jenis lithology tools terdiri dari Spontaneous

Potential Log (SP Log) dan Gamma Ray Log (GR Log).

1. Spontaneous Potential Log (SP Log)

Spontaneous Potential Log merupakan salah satu pengukuran pertama

yang dilakukan pada lubang bor. SP log digunakan untuk membedakan formasi

shale dengan formasi non-shale, menghitung harga resistivitas air formasi (Rw),

menentukan batas lapisan porous permeabel dan ketebalan lapisan porous

permeabel.

Prinsip dasar pengukuran SP log adalah mencatat perbedaan potensial

antar elektroda tetap di permukaan dengan elektroda yang bergerak didalam

lubang bor, Perbedaan tegangan secara terus – menerus dicatat seiring dengan

dinaikannya elektroda ke permukaan pada lubang bor, perbedaan potential pada

SP Log ditimbulkan dari empat macam potensial listrik yaitu:

Gambar 3.13Prinsip Dasar Pengukuran SP log

(Dewan, J.T. “Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation”)

57

1. Esh (Electric Shale)

Suatu potensial elektrokimia yang timbul pada shale (impermeable zone)

antara bidang pertemuan horizontalnya dengan zona permeable dan bidang

pertemuan vertikalnya dengan lubang bor.

2. Ed

Suatu potensial elektrokimia yang timbul pada perbatasan antara invanded

zone (zona invasi) dan non-invanded zone dalam lapisan permeable.

3. EMC (Electric Mud Cake)

Potensial elektrokimia yang timbul pada mud cake.

4. ESB (Electric Shale Bads)

Potensial elektrokinetik yang timbul pada lapisan shale tipis yang

berbatasan dengan lubang sumur.

Untuk lebih jelas prinsip dasar pengukuran SP log dapat di lihat pada

gambar 3.13.

Gambar 3.14Contoh Defleksi Kurva SP log

(Rider, Macolm “The Geological Interpreetation Off Well Log”)

58

Defleksi kurva SP selalu dibaca dari shale base line, dimana bentuk dan

besar defleksi dapat dipengaruhi oleh ketebalan lapisan, konduktivitas formasi,

invansi lumpur, diameter lubang bor, kandungan shale dalam formasi, dan

perbandingan antara Rmf (Mud Filtrate Resistivity) dengan Rw (Water

Resistivity), sehingga dapat mengetahui lapisan porous permeable, menentukan

batas-batas lapisan, mengestimasi harga tahanan air formasi, dan digunakan dalam

korelasi batuan dari beberapa sumur. Apabila terdapat lapisan permeable akan

ditandai dengan adanya defleksi SP Log dari Shale Base Line, Contoh defleksi

kurva SP log dapat dilihat pada gambar 3.14

59

Pembacaan defleksi kurva SP Log :

Untuk lapisan shale, kurva SP log akan berbentuk garis lurus dan biasa

disebut shale base line

Untuk lapisan yang permeabel dengan kandungan air asin, kurva SP log

berkembang negatif (kekiri) dari shale base line

Untuk lapisan permeabel dengan kandungan HC, kurva SP akan

berkembang negatif

Untuk lapisan permeabel dengan kandungan air tawar, kurva SP akan

berkembang positif (ke kanan) dari shale base line

Jika pengaruh SP log melalui lapisan cukup tebal dan kondisinya bersih

dari clay, maka defleksi kurva akan mencapai maksimum. Defleksi SP yang

demikian disebut Static Spontaneous Potensial (SSP), yang dituliskan dalam

persamaan 3-28 sebagai berikut :

SSP=−K log( RmfRw ) .......................................................................... (3-28)

Keterangan :

SSP = Statik Spontaneous Potensial (mv).

K = Konstanta penyeimbang suhu sebenarnya (61 + 0.133Tf) .

Rmf = Resistivitas filtrat lumpur (ohm-m).

Rw = Resistivitas air (ohm-m).

Log dalam menentukan harga resistivitas air (Rw) tidak dapat berdiri

sendiri karena SP log hanya mampu mendeteksi lapisan porous permeable

berdasarkan defleksi kurva ke arah negatif yang mendekati garis sand line tanpa

dapat menjelaskan secara rinci isi kandungan lapisan antara air asin atau

hidrokarbon sebenarnya. Penentuan nilai Rw dapat dilihat dari persamaan 3-29

yang berdasarkan pada persamaan 3-28.

Gambar 3.15Menentukan Nilai Rwe dari SP Log


60

Rw= Rmfcorr

10ssp−K

............................................................................ (3-29)

Dimana :

Rmfcorr=Rmf ×( Ts+6 .77Tf +6 . 77 )

..................................................... (3-30)

Tf =Ts+ BHT −TsTotal Depth

×Depth formasi.......................................(3-31)

Penentuan nilai Rwe dari pembacaan grafik dapat dilihat dari gambar

3.15. Nilai Rwe akan digunakan sebagai acuan untuk mendapatkan harga

resistivitas air yang sebenarnya (Rw) dengan melihat gambar 3.16.

Gambar 3.16Grafik Menentukan Rw dari Rwe


61

Penentuan kandungan shale di dalam batuan formasi dapat di deteksi dengan

menggunakan Log Spontaneous Potential. Hal ini dapat dilakukan melalui

persamaan sebagai berikut :

Vshale SP= SP log−SP cleanSP shale−SP clean ...................................................... (3-32)

Keterangan :

SP Log : Harga log pada chart SP,

SP Clean : Harga log SP di depan clean formasi (formasi batupasir),

SPShale : Harga log SP di depan formasi shale,

62

2. Gamma Ray log (GR Log)

SP Log hanya bisa digunakan pada kondisi lubang bor open hole, oleh

karena itu Gamma Ray Log (GR Log) dapat menggantikan SP log apa bila kondisi

lubang bor cased hole, GR Log dapat digunakan pada kondisi lubang bor open

hole dan cased hole.

GR log menunjukan besarnya intensitas radioaktif yang ada pada formasi,

Unsur – unsur tersebut meliputi Uranium (U), Thorium (Th), dan Potasium (K).

Ketiga unsur ini memancarkan Gamma Ray terus menerus yang merupakan

ledakan – ledakan radiasi berenergi tinggi (Short Bursts of High Energy

Radiation), yang kemudian di terima oleh sensor (Scintilation Detector).

Kandungan radioaktif pada batuan shale umumnya lebih tinggi dibandingkan

dengan batuan lain, sehingga GR Log akan dapat membedakan lapisan-lapisan

shale dan non-shale dengan jelas. Selain itu juga dapat digunakan untuk korelasi

dan mengontrol kedalaman lubang sumur untuk perforasi karena log in dapat

digunakan pada lubang bor yang sudah dicasing serta tidak ada pembatasan dalam

penggunaan lumpur.

Pada kurva gamma ray kandungan radioaktif pada formasi besar

menunjukan lapisan non-porous sehingga pembacaan pada defleksi kurva GR log

kearah kanan, sebaliknya bila kandungan radioaktif pada formasi kecil

menunjukan lapisan porous sehingga pembacaan defleksi kurva GR Log kearah

kiri. Contoh defleksi kurva SP log dapat dilihat pada gambar 3.17

Prinsip kerja dari GR Log, yaitu alat mula – mula dimasukkan sampai

dasar lubang bor, hal ini dilakukan untuk mengecek supaya tidak terjadi hambatan

atau sangkutan pada saat penarikan peralatan. Selanjutnya peralatan gamma ray

ditarik ke permukaan dengan laju tertentu. Sinar gamma ray yang dipancarkan

dari formasi batuan langsung ditangkap oleh detonator. Pada detonator sinar

radioaktif tidak diukur secara langsung, tetapi melalui proses ionisasi (pelepasan

elektron – elektron dari atom yang sebelumnya netral, pelepasan elektron akan

menimbulkan arus listrik yang dideteksi oleh peralatan).

Gambar 3.17Defleksi Kurva GR Log


63

Penentuan besarnya kandungan shale dalam batuan formasi (Vclay) dapat

dilakukan dari persamaan berikut :

Vshale GR= Gr Log −GR MinGr Max −GR Min ............................................................. (3-33)

Keterangan

Vshale : Volume shale (besarnya shale pada batuan formasi), %,

GRmin : Nilai minimal dari Gamma Ray pada Chart (Clean Formation),

GRmax : Nilai maksimal dari Gamma Ray pada Chart (Shale Formation).

3.2.1.2. Resistivity Tools

Resistvity tool digunakan untuk membedakan lapisan reservoir dan non

reservoir, membedakan water bearing zone, hidrocarbon bearing zone, mengukur

resistivitas (tahanan jenis) batuan formasi beserta isinya, yang mana tahanan ini

tergantung pada porositas efektif, salinitas air formasi, dan banyaknya

64

hidrokarbon dalam pori-pori batuan. Ada dua metode dasar untuk pengukuran

resistivitas formasi :

a. Metode konduksi

Mengirim arus listrik langsung ke formasi, hanya dapat digunakan pada

lubang sumur yang berisikan hanya fluida yang konduktif saja.

b. Metode induksi

Menginduksikan arus listrik ke dalam formasi, dapat digunakan pada lubang

sumur yang berisikan fluida yang konduktif dan fluida tidak konduktif.

Resistivitas formasi adalah salah satu parameter utama yang diperlukan

untuk menentukan saturasi hidrokarbon pada suatu formasi Resistivitas formasi,

makin besar harga resistivitas formasi, makin besar kemungkinan formasi tersebut

mengandung hidrokarbon karena sifat hidrokarbon yang lebih resistif daripada air

formasi.

Tepat dibelakang lubang bor adalah flushed zone dengan diameter df yang

mengandung hanya filtrate lumpur dengan resistivitas Rmf dan hidrokarbon sisa.

Resistivitas di zona tersebut dinotasikan Rxo dan saturasi air, Sxo. Resolusi

vertikal zona ini kurang lebih 6 in, bisa lebih maupun kurang. Di belakang flushed

zone adalah zona transisi dengan diameter dj yang lebih dalam beberapa feet dari

flushed zone. Melampaui semua zona adalah uninvaded zone, dengan resistivitas

Rt, resistivitas air interstitial Rw, dan saturasi air Sw. Resistivitas pada zona

invasi dapat dilihat pada gambar 3.18.

Gambar 3.18Zona Invasi Lubang Bor

(Schlumberger,”Log Interpretation Principles and Applications”)

65

Keterangan gambar :

Rm = Resistivitas lumpur

Rmc = Resistivitas kerak lumpur ( mud cake )

hmc = Ketebalan kerak lumpur ( mud cake )

Rmf = Resistivitas filtrat lumpur

Rs = Resistivitas serpih

Rt = Resistivitas invaded zone

Rw = Resistivitas air formasi

Rxo = Resistivitas flushed zone

Sw = Saturasi air pada invaded zone

Sxo = Saturasi air pada flushed zone

h = Ketebalan lapisan

dh = Diameter lubang bor

di = Diameter invasi (bagian dalam/flushed zone)

dj = Dimeter invasi (bagian luar/invaded zone)

66

Keberadaan dari invasi ini telah mendorong perkembangan alat log

resistivitas yang mengukur sedalam mungkin untuk membaca Rt. Hingga

akhirnya industri mempunyai standar untuk men-run tiga alat resistivitas secara

bersamaan. Investigasi deep, kurva medium dan kurva shallow. Dengan tiga

kurva, pembacaan kurva deep dapat dikoreksi karena adanya efek invasi untuk

memberikan harga Rt. Pengelompokan atau jenis resistivity tools dapat dilihat

pada tabel III-2.

Jenis resistivity tools yang digunakan dibagi 4 yaitu :

1. Conventional Resistivity Log (Normal Log, Lateral Log)

2. Laterolog Log (Laterolog 7, Laterolog 3, Laterolog 8, Dual Laterolog)

3. Induction Log (Dual Induction Log, Spherically Focused Log)

4. Microresistivity Log. (Microlog, Microlaterolog Log, Microsphericaly

Focused Log, Proximity Log)

Tabel III-2Perkembangan Pengelompokan Resistivity Tools


67

1. Conventional Resistivity Log

Logging ini terdiri dari kurva normal (normal device) dan kurva lateral

(lateral device). Conventional resistivity log ini apabila dikombinasikan dengan

SP log sering disebut dengan Conventional Electrical Survey (ES).

a. Normal Log

Normal log memberikan pengukuran resistivitas yang selalu menggunakan

empat elektroda. Anggapan yang digunakan dalam pengukuran ini adalah medium

yang mengelilingi elektroda-elektroda homogen dengan tahanan batuan R ohm-m.

Digunakan pada kondisi open hole, zona invasi shallow (0.5 – 1.5 ft), zona invasi

medium (1.5 – 3 ft) dan lumpur pemboran konduktif. Normal log device terdiri

dari dua kurva defleksi, yaitu:

- Short normal device, dengan jarak spacing 16”. Digunakan untuk

mengukur tahanan formasi terinvasi air filtrat (Ri).

- Long normal device, dengan jarak spacing 64”. Digunakan untuk

mengukur tahanan formasi tidak terinvasi lumpur (Rt) dan menentukan

water bearing zone

Prinsip pengukuran normal log dengan mengalirkan listrik berintensitas

konstan melalui elektroda A dan B. Selisih harga potensial diukur antara elektroda

M dan N. Elektroda B adalah kabel penghubungnya dan N adalah suatu elektroda

yang di pasang pada ujung kabel M – N dengan jarak yang cukup jauh dari

elektroda A dan M. Arus dialirkan melalui elektrode tertentu yang menembus ke

dalam formasi dan voltage ini berguna dalam penentuan harga resistivity

formasinya. Dalam formasi yang isotropis dan homogen, penyebaran arus akan

berbentuk lingkaran-lingkaran dimana setiap lingkaran mempunyai harga

potensial tertentu dan sama dengan sumber arus elektroda A. Besarnya voltage

antara elektroda M yang terletak pada salah satu lingkaran dengan elektroda yang

berjarak tak terhingga adalah sesuai dengan besarnya resistivity dari formasi dan

galvanometer akan menunjukkan besarnya voltage dari formasi yang

bersangkutan kemudian akan dikonversikan ke dalam satuan resistivity.

Gambar 3.19Prinsip Pengukuran Normal Log


Gambar 3.20Contoh Defleksi Kurva Normal Log dan Lateral Log


68

Untuk lebih jelas prinsip pengukuran normal log dapat dilihat pada

gambar 3.19, contoh defleksi kurva normal log dapat dilihat pada gambar 3.20.

69

Setiap potensial (V) normal log yang ditransmisikan dari elektroda A ke

elektroda M dengan keterangan besarnya potensial tersebut dapat persamaan 3-

34sebagai berikut :

V= R .i4 π ( AM ) .................................................................................... (3-34)

Keterangan :

V = Potensial listrik (volt).

i = Intensitas arus konstan dari elektroda A (ampere).

AM = Jarak antara elektroda A dan M (inchi).

R = Tahanan formasi (ohm-m).

= Konstanta (3.14)

b. Lateral Log

Lateral log digunakan pada kondisi open hole, lumpur pemboran jenis

fresh water base mud, kedalaman invasi lebih dari 3 ft, range resistivity 1 – 500

ohm-m. Lateral log berfungsi untuk menentukan Rt dan water bearing zone.

contoh defleksi kurva lateral log dapat dilihat pada gambar 3.20.

Lateral log mempunyai empat elektroda, dua elektroda arus, A dan B, dan

dua elektroda potensial, M dan N. Elektroda M dan N berjarak 32 in. Sedangkan

elektroda A berjarak 18 ft 8 in dari titik O yang terletak di tengah-tengah M dan

N. Titik O disebut reference level, yaitu titik yang diinginkan untuk diukur. Arus

listrik yang konstan dialirkan melalui elektroda A, perbedaan potensial antara

elektroda M dan N ditempatkan pada permukaan ekipotensial lingkaran yang

berpusat di A. Untuk lebih jelas prinsip pengukuran lateral log dapat dilihat pada

gambar 3.20. Perbedaan tegangan yang dipindahkan antara elektroda M dan N

ditentukan dengan persamaan 3-35 :

Gambar 3.21Prinsip Pengukuran Lateral Log


70

V= R .i4 π ( 1

AM− 1

N )........................................................................... (3-35)

Keterangan :

V = Tegangan (volt).

i = Intensitas arus konstan dari elektroda A (ampere).

AM = Jarak antara elektroda A dan M (inchi).

N = Elektroda (inchi).

R = Tahanan formasi (ohm-m).

= Konstanta (3.14).

2. Laterolog Log

Conventional Log memiliki dua kelemahan utama, yaitu:

- Pada lapisan yang relatif tipis, respon dari alat terkadang menyimpang.

Apparent resistivity yang terekam sangat berbeda dengan true

71

resistivity. Sehingga sulit untuk melakukan interpretasi kuantitatif dan

kualitatif.

- Pada salt water based mud, arus yang dipancarkan terkurung di dalam

kolom lumpur. Sehingga apparent resistivity yang terekam hanya

mendekati Rm atau Rmc.

Untuk mengatasi masalah di atas, alat yang menggunakan skema focusing

current yang berbeda telah dikembangkan. Alat ini dirancang untuk memperkecil

pengaruh lubang bor. Pada Focused Log arus listrik difokuskan sehingga daya

tembusnya lebih jauh lagi masuk ke formasi. Karena bersifat memfokuskan arus

ke dalam formasi, maka pada lapisan yang tipis sekalipun jauh lebih baik daripada

Normal log maupun Lateral log.

a. Laterolog 7

Laterolog 7 digunakan untuk menentukan Rt dan water bearing zone.

Kondisi optimum pada lumpur jenis salt water based mud, kedalaman invasi 1.5 –

3 ft, resolusi vertikal 2 ft, diameter lubang bor kurang dari 16 in.

Metode pengukuran dengan laterolog 7 akan memperkecil pengaruh lubang

bor Tiga pasang elektroda dipasang secara simetris terhadap elektroda tengah Ao.

Prinsip kerja laterolog ini adalah dengan cara mengirimkan arus yang konstan Io

melalui elektroda Ao dan elektroda A1 dan A2 diatur arus sedemikian rupa agar

melalui potensial M1 dan M2, M1’ dan M2’ adalah sama. Karena perbedaan

potensial ini dipertahankan sama dengan nol, tidak ada arus yang mengalir dari

Ao pada lubang antara M1 dan M1’, M2 dam M2’. Skema rangkaian laterolog 7

dapat dilihat pada gambar 3.22. Arus dari Ao akan terfokuskan dan masuk jauh

ke dalam formasi secara horizontal. Oleh karena ketebalan Io digunakan 32”,

maka alat ini sensitif sekali untuk merekam lapisan yang tipis, dibandingkan

dengan log listrik normal device. Skematis yang Difokuskan untuk Laterolog 7

dapat dilihat pada gambar 3.23.

Gambar 3.22Prinsip Pengukuran laterolog 7


Gambar 3.23Skematis yang Difokuskan laterolog 7


72

b. Laterolog 3

Laterolg 3 merupakan pengembangan dari laterolog 7. Laterolog 3

mengurangi pengaruh lubang bor, formasi yang berdekatan, penyimpangan dari

penyebaran arus pada lapisan tipis masuk jauh kedalam formasi. Fungsi dari alat

Gambar 3.24Prinsip Pengukuran Laterolog 3


73

ini digunakan untuk menentukan Rt dan water bearing zone. Kondisi optimum

laterolog 3 pada lumpur pemboran jenis salt water base mud, Kedalaman invasi

1.5 – 3 ft, Resolusi vertikal 2 ft, Resistivitas lebih dari 200 ohm-meter. Prinsip

pengukuran laterolog 3 dapat dilihat pada gambar 3.24

Prinsip pengukuran Laterolog 3 sama dengan Laterolog 7, tetapi pada

Laterolog 3 menggunakan elektroda yang besar, Ao dan dua elektroda panjang (5

ft) yang ditempatkan secara sistematis terhadap Ao tersebut. Seperti pada

Laterolog 7, melalui A1 dan A2 mengalir arus yang menahan potensial pada sonde

tetap sama, sehingga arus dapat terfokuskan. Besarnya arus Io sebanding dengan

tahanan formasi. Ketebalan O1,O2 lebih kecil dari ketebalan Io pada Laterolog 7

sebesar 12”.

c. Laterolog 8

Fungsi laterolog 8 untuk menentukan Resistivity investigasi (Ri), laterolog

8 mempunyai pengukuran investigasi yang dangkal dengan elektroda yang kecil

pada dual induction-laterolog sonde. Lateralog 8 memberikan hasil vertikal yang

74

detail, dan pembacaan banyak dipengaruhi oleh lubang bor dan invaded zone

dibanding dengan laterolog 7 dan laterolog 3. Penggunaan dari laterolog 8

biasanya adalah bersamaan dengan Dual Induction Log. Kondisi optimum

laterolog 8 digunakan pada Lumpur pemboran jenis fresh water base mud,

kedalaman invasi 0.5 – 1.5 ft, resolusi vertikal 2 ft, kondisi lubang bor open hole,

harga resistivitas < 200 ohm-meter.

Prinsip pengukuran laterolog 8 ini sama dengan laterolog 7 kecuali pada

laterolog 8 mempunyai spacing yang pendek. laterolog 8 memberikan hasil

vertikal yang detail dan pembacaannya banyak dipengaruhi oleh lubang bor dan

invaded zone dibanding dengan laterolog 7 dan laterolog 3. Sehingga secara

singkat, perbedaan dari ketiga jenis laterolog tersebut hanya terdapat pada jumlah

elektroda dan ketebalan lapisan yang dideteksi.

d. Dual Laterolog

Dual laterolog adalah alat laterolog yang paling maju. Alat ini dapat

menyajikan beberapa pengukuran secara bersama-sama, yaitu deep laterolog

(LLd) dan shallow laterolog (LLs). Fungsi dual laterolog adalah menentukan

resistivity flushed zone (Rxo) dan resistivity invaded zone (Rt). Kondisi optimum

dual laterolog digunakan pada lumpur salt water base mud, kondisi lubang bor

open hole, kedalaman invasi LLs 0.5 – 1.5 ft, kedalaman invasi LLd lebih dari 3

ft, resolusi vertikal 2 ft, kecepatan logging 2000 – 6000 ft/hr.

Prinsip pengukuran dual laterolog yaitu dengan menyediakan dua arus

yang berbeda konfigurasi dan frekuensi. Pola dari arus pada Dual Laterolog

menunjukkan dua set elektroda yang sama digunakan untuk mendapatkan kurva

deep dan shallow dengan menggunakan arus pada dua frekuensi yang berbeda.

Pengukuran dalam menggunakan frekuensi 35 Hz dan pengukuran dangkal di buat

pada frekuensi 280 Hz. LLd mencapai penetrasi dalam menggunakan susunan

elektroda panjang (28 ft) dan mengembalikan arus ke elektroda permukaan.

Sedangkan LLs mengembalikan arus ke elektroda terdekat yang akan memberikan

penetrasi dangkal. LLd dan LLs mempunyai resolusi vertikal yang sama (24 in),

Gambar 3.25Contoh Defleksi Kurva Dual Laterolog


Gambar 3.25Pola Arus Pada Dual Laterolog


75

perbedaannya hanya pada jauhnya investigasi. LLd merupakan Laterolog yang

mempunyai investigasi paling jauh. Prinsip Pengukuran dual laterolog dapat

dilihat pada gambar 3.25. Contoh defleksi dual laterolog dapat di lihat pada

gambar 3.26.

76

3. Induction Log

Pengukuran tahanan listrik batuan formasi dengan Conventional

Resistivity Log memerlukan adanya lumpur bor yang bersifat konduktif agar dapat

menghantarkan listrik ke formasi. Akibatnya tidak satupun peralatan tersebut

yang dapat digunakan apabila lubang bor kosong, terisi minyak, gas, oil base

mud, atau udara. Untuk mengatasi hal-hal semacam ini, maka dikembangkan

peralatan khusus yang dapat digunakan tanpa terpengaruh oleh kondisi-kondisi

tersebut diatas, peralatan tesebut adalah Induction Log. Fungsi induction log

adalah untuk menentukan batuan sebenarnya (Rt) dan korelasi batuan tanpa

memandang jenis lumpur yang digunakan

Kondisi optimum induction log digunakan pada lumpur yang digunakan

yaitu fresh water mud, porositas batuan antara medium-high ( > 15%), kondisi

lubang open hole dan Invasi lumpur lebih dari 40 in.

Prinsip pengukuran induction log dengan mengirimkan arus bolak-balik

dengan frekuensi tinggi (± 20.000 cps) yang mempunyai intensitas konstan

melalui kumparan pengirim (transmitter coil) sehingga menghasilkan medan

elektromagnetik yang mana akan menimbulkan arus induksi didalam formasi.

Arus induksi yang berputar ini akan menimbulkan pula medan magnet kedua

yang dapat dideteksi oleh receiver coil. Besarnya medan magnet kedua ini akan

sebanding dengan konduktivitas formasi. Skema rangkaian induction log dapat di

lihat pada gambar 3.27

Gambar 3.27Prinsip Pengukuran Induction Log


77

Keunggulan dari induction log adalah pengaruh diameter lubang bor,

lapisan batuan disekitarnya dan pengaruh invasi air filtrat dapat diperkecil. Bila

induction log dikombinasikan dengan SP Log dan short normal 16” akan

membentuk suatu kombinasi yang lazim disebut IES (induction electrical survey).

Didalam kombinasi ini short normal 16” merupakan log pelengkap induction log

dalam penentuan Rt, selain itu juga dapat digunakan untuk mengoreksi dan

mengontrol induction log.

a. Spherical Focused Log (SFL)

SFL adalah log induksi yang dikembangkan dari laterolog 8 untuk

pengukuran zona invasi dangkal (Rxo). Kondisi optimum spherical focused log

(SFL) digunakan pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kondisi

lubang bor Open hole, Kedalaman invasi 0.5-1.5 ft, resolusi vertikal 1 ft,

Kecepatan logging 5000-6000 ft/jam.

Sistem SFL adalah satu set dari elektroda pada sonde induksi. Sistem ini

beroperasi dengan model yang serupa dengan laterolog, kecuali fokusnya lebih

Gambar 3.28Prinsip Pengukuran SFL


78

dangkal. Sinyalnya juga diubah ke arus searah yang sebanding dengan

konduktivitas, dan dikirim ke komputer di permukaan. Kemudian komputer

menerjemahkan sinyal DC ini ke nilai konduktivitas dan seterusnya diubah ke

nilai resistivitas dalam ohm-meter. Walaupun SFL mampu memberikan

pengukuran resistivitas formasi dangkal (invaded zone), tapi SFL belum bisa

memberikan pengukuran yang akurat untuk resistivitas flushed zone (Rxo).

Prinsip Pengukuran SFL dapat dilihat pada gambar 3.28, contoh defleksi kurva

SFL dapat dilihat pada gambar 3.29.

b. Dual Induction Log

Dual induction log berfungsi untuk menentukan resistivity investigasi (Ri)

dan menentukan resistivitas batuan sebenarnya (Rt). Pada Dual Induction Log

biasanya terdapat enam atau lebih coils dengan spacing sekitar 40 in, antara

transmitter - receiver utama untuk mendapatkan pembacaan kurva dalam (ILd).

Coils yang lebih sedikit digunakan untuk mendapatkan kurva medium (ILm). ILd

dan ILm mempunyai resolusi vertikal yang sama. Tetapi ILm mempunyai

Gambar 3.29Contoh Defleksi Kurva SFL Dan Dual Induction Log

(George B. Asquith,“Basic Well Log Analysis”)

79

penetrasi hanya setengah dari penetrasi ILd. Dual induction log biasanya

dikombinasikan dengan Shallow Laterolog seperti LL8 atau SFL seperti pada

gambar 3.29.

Kondisi optimum pada dual induction log digunakan pada semua jenis

lumpur pemboran, kondisi lubang bor open hole, ketebalan mud cake 1.5 in,

resolusi vertikal 4 ft, kedalaman invasi dangkal 1.5-3 ft dan kedalaman invasi

dalam ≥ 3 ft. Defleksi kurva dual induction log dapat dilihat pada gambar 3.29.

80

4. Microresistivity Log

Microresistivity Log dirancang untuk memperoleh harga tahanan formasi

pada flushed zone (Rxo) dan sebagai indikator lapisan porous permeabel yang

ditandai dengan adanya mud cake. Hasil pembacaan Rxo oleh Microresistivity

Log ini dipengaruhi oleh tahanan mud cake (Rmc) dan ketebalan mud cake (hmc).

Ketebalan mud cake dapat dideteksi dari besar kecilnya diameter lubang bor yang

direkam oleh Caliper Log. Kondisi optimum microresistivity log digunakan pada

lubang bor open hole dan daerah invasi pada flushed zone ( 1- 6 in).

Jenis microresistivity log diantaranya yaitu microlog (ML),

microlaterolog (MLL), proximity log (PL), microspherical focused log (MSFL).

Microresistivity log biasanya digunakan bersamaan dengan alat log lainnya.

Untuk Microlog biasa dikombinasikan dengan Litho-Density, CNL, atau Dual

Induction Log. Sedangkan MSFL biasa dikombinasikan dengan Dual Laterolog.

a. Microlog

Microlog adalah alat jenis bantalan pertama yang menggunakan tiga

elektroda dengan ukuran kecil yang dipasang didalam lempeng karet, fungsi

microlog untuk menenukan resistivity flused zone (Rmf). Kondisi optimum

microlog digunakan pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud,

kedalaman invasi 1 – 6 in, harga resistivity 0.5 – 100 ohm-m, ketebalan mud cake

0.5 in.

Saat pengukuran microlog, lempeng karet menekan dinding lubang bor

dengan bantuan sebuah susunan pegas. Microlog digunakan untuk menentukan

variasi diameter lubang bor antara 6” hingga 16” dan kedalaman formasi yang

diselidiki hanya mencapai 1 ½ hingga 4”. Ketiga elektroda tersebut masing-

masing mempunyai spacing sekitar 1 inchi. Microlog merekam dua buah kurva

resisivity yaitu micro inverse dan micro normal. Micro normal mempunyai daerah

penyidikan yang lebih dalam dan pengaruhnya terhadap mud cake relatif lebih

tebal jika dibandingkan dengan micro inverse. Adanya mud cake inilah yang

menyebabkan terjadinya pemisahan dari kedua kurva microlog tersebut. Prinsip

Gambar 3.31Contoh Defleksi Kurva Microlog


Gambar 3.30Prinsip Arus Pengukuran Pada Microlog


81

arus pada pengukuran microlog dapat dilihat pada gambar 3.30. Contoh defleksi

kurva microlog dapat dilihat pada gambar 3.31.

Gambar 3.32Prinsip Pengukuran Microlaterog


82

b. Microlaterolog

Microlaterolog berfungsi untuk menentukan harga Rxo dimana apabila

menggunakan microlog hasilnya kurang akurat. Kondisi optimum microlaterolog

digunakan pada lumpur pemboran jenis salt water base mud, kedalaman invasi 1 -

6 in, harga resistivity 0.5 – 500 ohm-m, ketebalan mud cake lebih kecil dari 0.25

in.

Prinsip microlaterolog sama dengan laterolog. Microlaterolog mempunyai

spacing pendek, arus dapat difokuskan, kedalaman daerah penyelidikan daerah

kira-kira 3” hingga 4”. Prinsip kerja microlaterolog adalah sebagai berikut.

Microlaterolog mempunyai sebuah lempeng karet yang menekan pada dinding

lubang bor dan sebuah elektroda pusat Ao serta tiga buah elektode M1, M2 dan A1

yang masing-masing letaknya konsentris terhadap Ao. Jarak spacing antara

elektroda berkisar antar ½ sampai 1 inchi. Sejumlah arus konstan Io dialirkan

melalui Ao, dan beda potensial antara M1 dan M2 dibuat nol sehingga tidaka ada

arus dari Ao yang mengalir horizontal kearah formasi. Prinsip pengukuran

microlaterolog dapat dilihat pada gambar 3.32.

Gambar 3.33Defleksi Kurva Proximity Log


83

c. Proximity Log

Proximity Log adalah alat bantalan yang mirip dengan Microlaterolog dan

Microlog yang bersinggungan dengan dinding lubang bor dan pembacaan kurva

resistivitas terbebas dari pengaruh mud cake hingga ketebalan 1 in, proximity log

berfungsi untuk menentukan Rxo. Kondisi optimum proximity log digunakan

pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kedalaman invasi 1 – 6 in,

harga resistivity 0.5 – 100 ohm-m, ketebalan mud cake 3/4 in, digunakan pada

batuan karbonat atau sand. Defleksi kurva proximity log dapat dilihat pada

gambar 3.33.

84

Prinsip pengukuran proximity log sama dengan microlateralog, hanya saja

berbeda dalam kemampuan dan kodisi pengukuranya antara lain kedalaman

penyidikanya mencapai kurang lebih 16” dan tidak banyak bergantung pada

ketebalan mud cake yang terbentuk. Hasil pembacaan proximity Log dinyatakan

dalam persamaan 3-36 berikut ini :

RPL=J × Rxo+(1−J ) Rt.................................................................... (3-36)

Keterangan :

J = Faktor Pseudo Geometric dari uninvaded zone.

RPL = Resistivitas Proximity Log.

Rxo = Resistivitas pada daerah flushed zone.

Rt = Resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100%.

d. Microspherically Focused Log (MSFL)

Serupa dengan Microlog, pengukuran Microspherically Focused Log

(MSFL) di buat dengan sebuah bantalan elektroda khusus yang di tekan ke

dinding lubang bor dengan bantuan sebuah caliper, MSFL berfungsi untuk

menentukan resistivity flused zone (Rxo). Kondisi optimum MSFL digunakan

pada lumpur pemboran jenis fresh water base mud, kedalaman invasi 1 – 6 in,

harga resistivity 0.5 – 100 ohm-m, ketebalan mud cake 3/4 - 3/8 in, resolusi

vertikal 1 ft.

Pada saat pengukuran MSFL, bantalan di pasang pada suatu rangkaian

bingkai-bingkai logam yang konsentrik disebut elektroda yang mempunyai fungsi

memancarkan, memfokuskan, dan menerima kembali arus listrik yang hampir

sama seperti cara kerja elektroda Laterolog. Karena bantalannya kecil dan

susunan elektrodanya berdekatan, maka hanya beberapa inchi dari formasi dekat

lubang bor yang diselidiki, sekitar 1-3 inchi. Sehingga kita akan mempunyai suatu

pengukuran dari resistivitas di daerah rembesan (flushed zone). Karena

kedalaman investigasi Microspherically Focused Log yang kecil, maka pengaruh

dari mud cake tidak bisa diabaikan, sehingga koreksi terhadap pengaruh mud cake

Gambar 3.34Prinsip Pengukuran MSFL


85

diperlukan untuk memperoleh Rxo yang benar. Microspherically Focused Log

adalah alat yang memancarkan arus listrik ke dalam formasi.

Hampir sama dengan kedua alat ukur Rxo (Microlog dan Proximity Log).

Tetapi pada Microspherically Focused Log arus Ia yang dikirim dari A0 akan

diterima oleh A1 sedangkan Io difokuskan kepada daerah yang dideteksi. Tidak

sebagaimana yang terjadi pada Microlog dan Proximity Log, dimana semua arus

difokuskan jauh menembus ke dalam formasi yang dideteksi. Prinsip pengukuran

dapat dilihat pada gambar 3.34.

3.2.1.3. Porosity Tools

Porosity tools merupakan peralatan log yang mengukur porositas batuan,

Ada tiga jenis porosity tools yang umum digunakan yaitu Density Log, Neutron

Log dan Sonic Log. Nilai porositas yang didapatkan dari ketiga pengukuran

tersebut bisa tidak sama. Hal ini disebabkan karena alat-alat tersebut tidak

membaca poositas secara langsung. Porositas didapatkan dari sejumlah interaksi

86

fisika di dalam lubang bor. Hasil interaksi dideteksi dan dikirim ke permukaan,

barulah porositas dijabarkan.

1. Density Log

Density log merupakan log yang berfungsi untuk menunjukkan besarnya

densitas batuan (bulk density), mengidentifikasi mineral evaporit, mendeteksi gas

bearing zone, mengevaluasi pasir serpihan dan lithologi yang kompleks. Kondisi

optimum density log digunakan pada densitas batuan formasi yang rendah,

unconsolidated sand formation, porositas antara 20% - 40%. Menurut

perkembangannya, alat density log terdiri dari : Formation Density Compensated

Tool (FDC) dan Litho-Density Tool (LDL)

Pada kurva density log dinyatakan dalam satuan gr/cc dan karena energi

yang diterima detektor dipengaruhi oleh matrik batuan ditambah kandungan yang

ada dalam pori-pori batuan, maka satuan gr/cc merupakan besaran “bulk density”

adalah :

Batuan sangat kompak

Batuan sangat kompak porositasnya mendekati harga nol, sehingga

persatuan volume (cc) seluruhnya/hampir seluruhnya terdiri dari matriks

batuan. Dengan demikian batuan mempunyai densitas paling besar,

dimana Ø = 0, dan ini disebut densitas matriks (ρma). Setiap jenis batuan

mempunyai harga ρma yang berbeda.

Batuan permeabel dengan kandungan air asin

Air asin mempunyai densitas lebih rendah dibanding batuan yang

seluruhnya terdiri dari matriks.

Batuan permeabel dengan kandungan minyak

Batuan yang mengandung minyak, maka densitasnya lebih rendah

daripada berisi air asin, sebab densitas air asin lebih besar daripada

minyak.

Batuan permeabel mengandung gas

87

Batuan yang mengandung gas, densitasnya lebih rendah lagi dibandingkan

dengan yang berisi minyak.

Batubara (coal)

Batubara mempunyai densitas yang paling rendah diantara semua jenis

batuan.

Instrumen pengukuran densitas secara umum terdiri atas sumber energi

gamma ray berupa Cobalt 60 atau Cesium 137 dan dua detektor. Sumber dan

detektornya terletak pada suatu bantalan yang diperkuat lagi dengan dinding

lubang. Detektor spasi panjang untuk membaca formasi. Detektor spasi pendek

untuk mengukur material yang terjadi antara bantalan dengan formasi.

Prinsip pengukuran density log yaitu suatu sumber radioaktif dari alat

pengukur dipancarkan sinar gamma dengan intensitas energi tertentu menembus

batuan. Batuan terbentuk dari butiran mineral, mineral tersusun dari atom atom

yang terdiri dari proton dan elektron. Partikel sinar gamma membentur elektron-

elektron dalam batuan. Akibat benturan ini sinar gamma akan mengalami

pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami benturan akan

diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dari sumbernya, semakin lemah

energi yang kembali maka semakin banyak elektron dalam batuan yang berarti

makin padat butir penyusunan volumenya.

a. Formation Compensated Density Tools (FDC)

Formation compensated density tools (FDC) menggunakan sistem dua

detektor, detektor memegang peranan dalam pengukuran densitas batuan. Fungsi

FDC yaitu untuk menentukan densitas batuan (ρb) dan porositas batuan (Ø).

Kondisi optimum FDC digunakan pada kondisi lubang bor open hole, densitas

batuan 2 – 2.9 gr/cc, kedalaman penetrasi 4 in, resolusi vertikal 3 ft, kecepatan

logging 1800 ft/hr. Contoh defleksi kurva FDC dapat dilihat pada gambar 3.37

Prinsip pengukuran FDC yaitu detektor yang letaknya lebih jauh dari

sumber radiasi disebut detektor sumbu panjang, detektor ini memegang peranan

Gambar 3.35Skema Prinsip Pengukuran FDC


88

dalam pengukuran densitas. Sedangkan detektor yang lebih dekat dengan sumber

radiasi disebut detektor sumbu pendek, detektor ini sangat dipengaruhi oleh kerak

lumpur. Sehingga kehadiran dari detektor sumbu pendek ini sesungguhnya

merupakan detektor pembantu untuk kompensasi pengaruh kerak lumpur lubang

bor yang tidak baik. Densitas yang terbaca oleh tiap detektor adalah tidak sama,

jika kerak lumpur lebih berat daripada formasi maka akan terbaca densitas yang

lebih tinggi dan sebaliknya untuk kerak lumpur yang lebih tipis. Perbedaan antara

densitas sumbu panjang dan sumbu pendek memberikan besarnya koreksi yang

harus ditambahkan atau dikurangkan kepada detektor sumbu panjang. Skema

prinsip pengukuran FDC dapat dilihat pada gambar 3.35

Dengan diketahuinya densitas batuan dapat digunakan dalam menentukan

besaran porositas pada batuan tersebut. Hubungan porositas dan density log untuk

formasi bersih (clean formation), didapat persamaan:

ρb=∅ . ρf + (1−∅ ) . ρma......................................................................... (3-37)

Tabel III – 3Density Bulk (ρb) Untuk Berbagai Jenis Batuan


89

Keterangan:

ρb=ρa

sehingga:

φD=ρma −ρbρma − ρf ................................................................................... (3-38)

Keterangan :

D∅ = Porositas pada Density Log (fraksi).

b = Densitas bulk (gr/cc).

ρma = Densitas matrik (gr/cc). (sandstones = 2.65, limestone = 2.71, dolomite

= 2.87)

ρf = Densitas lumpur (salt water base mud = 1.1 gr/cc, fresh water base

mud = 1.0 gr/cc)

Selain dengan menggunakan persamaan 3.35 porositas dapat juga dicari

dengan menggunakan grafik yang ditunjukkan oleh gambar 3.36

Compound Formula

Actual

Density, ρb

(gr/cc)

Log-Indicated

Density, ρlog

(gr/cc)

Quartz SiO2 2.654 2.648

Calcite CaCo3 2.710 2.710

Dolomite CaCO3MgCO3 2.370 2.876

Anhydrite CaSO4 2.960 2.977

Sylvite KCL 1.984 1.863

Halite NaCl 2.165 3.032

Gypsum CaSO42H2O 2.320 2.351

Anthracite 1.400 1.355

Coal 1.800 1.796

Bituminous 1.200 1.173

Gambar 3.36Grafik Penentuan Nilai Porositas


90

Untuk formasi yang mengandung fluida hidrokarbon, bulk density akan

menjadi rendah karena ρh lebih kecil dari ρmf. Persaman 3-34 di atas menjadi

persamaan 3-39 :

ρb = [Sxo × ρmf + (1 – Sxo) × ρh] + (1 - ) × ρma∅ ∅ ......................... (3-39)

Sedangkan pada formasi yang mengandung gas (gas bearing formation).

dapat ditulis dengan persamaan 3-40 berikut :

ρb = × ρmf – 1,07×Shr [(1,11 – 0,15P) – 1,15 × ρh] + (1 - ) × ρma∅ ∅ (3-40)

Keterangan:

Shr = (1-Sxo), fraksi

P = ppm,/106

Adanya pengotoran clay dalam formasi akan mempengaruhi ketelitian,

oleh sebab itu dalam pembacaan porositas density perlu dikoreksi dapat ditulis

dengan persamaan 3-41 berikut:

Dcorr = D – (Vshale x Dshale)∅ ∅ ∅ ................................................. (3-41)

91

Dimana :

φ Dshale = ρ ma − ρ shaleρ ma − ρf .....................................................................(3-42)

ρshale adalah densitas yang terbaca ketika Vclay = 1.

b. Lithodensity Log (LDL)

LDL merupakan perkembangan dari alat FDC (Formation Density

Compensated Tool), akan tetapi detektor LDL yang dipakai lebih sensitif,

stabilisator tegangan listrik untuk detektor terpasang langsung pada sistem

elektronika detektor, dan sinar gamma yang dideteksi diukur pada dua jendela

tingkat tenaga yang terpisah. Dimana jendela tenaga-tinggi terdiri dari informasi

densitas saja, sedangkan jendela dengan tenaga-rendah berisi informasi densitas

dan fotolistrik. Fungsi dari lithodensity log yaitu untuk menentukan densitas

elektron (ρe atau PEF), mengidentifikasi litologi secara langsung dan menentukan

porositas batuan (Ø). Kondisi optimum lithodensity log digunakan pada formasi

batuan unconsolidated sand, kondisi lubang bor open hole, porositas antara 20% -

40%, densitas batuan formasi rendah. Contoh defleksi kurva lithodensity dapat

dilihat pada gambar 3.38.

Prisip pengukuran lithodensity log, menurut teori fisika nuklir, bila sinar

gamma dengan tenaga tinggi ditembakkan ke formasi, ada tiga macam interaksi

yang mungkin terjadi, yaitu:

Gejala fotolistrik, bila E < 100 keV.

Hamburan compton, bila 75 keV < E < 2 MeV.

Produksi kembar, bila E > 1.2 MeV.

dimana E adalah tenaga sinar gamma mula-mula.

Densitas yang diukur oleh lithodensity log (LDL) sebagai akibat dari

hamburan compton sebetulnya adalah densitas elektron (jumlah dari elektron per

92

satuan volume). Dari densitas elektron ini dapat dicari hubungannya dengan

densitas formasi.

Densitas elektron (ρe) didefinisikan sebagai:

ρe = (2 × Ne) / N................................................................................ (3-43)

Ne = N × ρb × 2Z / A.......................................................................... (3-44)

Dengan mensubstitusikan persamaan 3-43 ke dalam persamaan 3-44 didapat:

ρe = (2Z / A) × ρb.............................................................................. (3-45)

ρe = ρb jika 2Z / A = 1

Keterangan :

ρe = Densitas elektron (gr/cc).

ρb = Densitas batuan (gr/cc).

N = Bilangan avogrado (N = 6,02 x 1023).

Ne = Jumlah elektron per cc.

Z = Nomor atom.

A = Berat atom (berat satu atom dari unsur).

Untuk sebagian besar formasi, densitas yang terbaca oleh LDL apparent

density (ρa) adalah ekivalen dengan densitas yang sebenarnya. Hamburan

fotoelektrik untuk beberapa litologi dapat dilihat pada tabel III – 4.

Tabel III – 4Hamburan Foto Elektrik Untuk Berbagai Lithology


93

94

2. Neutron Log

Neutron Log pada dasarnya digunakan untuk menentukan porositas total

batuan tanpa memandang apakah pori-porinya diisi oleh hidrokarbon atau air

formasi, dikombinasikan dengan density log dapat membedakan lapisan

hidrokarbon dengan lapisan yang mengandung air (air tawar atau air asin) dan

untuk korelasi batuan.

Kondisi optimum neutron log digunakan pada batuan yang mempunyai

porositas rendah (0% - 20%), kondisi lubang bor cased hole maupun open hole,

dapat digunakan untuk semua jenis lumpur, formasi batuan non-shaly, diameter

lubang bor antara 6” – 10”.

Prinsip kerja neutron log adalah dengan melepaskan atom neutron ke dalam

formasi melaui sumber, dan dua detektor perekam dipasang pada suatu alat yang

ditempelkan pada dinding sumur. Atom tersebut akan menabrak atom – atom

yang ada di dalam batuan formasi, sehingga mengalami kehilangan energi, lalu

akan dipantulkan kembali ke lubang bor. Detektor akan menghitung atom neutron

yang kembali dari formasi sehingga dapat diketahui banyaknya atom hidrogen di

dalam formasi batuan. Prinsip Pengukuran Neutron log dapat dilihat pada gambar

3.37

Terdapat 3 detektor pada neutron log yang berfungsi mendeteksi energi

thermal neutron, yaitu :

Thermal neutron detector, mendeteksi panas neutron yang mempunyai

energi sebesar ~ 0,025 ev.

Epithermal neutron detector, mendeteksi panas neutron yang

mempunyai energi lebih besar dari thermal energi (~ 0,025 ev).

Capture Gamma Ray detector, mendeteksi gamma ray yang timbul

pada proses penyerapan thermal neutron.

Gambar 3.37Prinsip Kerja Neutron Log


95

Semakin besar pulse yang direkam oleh detector apabila awan thermal

neutron mengembang (less hydrogen) dan semakin kecil pulse apabila awan

thermal neutron mengkerut (more hydrogen). Sehingga banyaknya pulse yang

direkam oleh detector berbanding terbalik dengan porositas, karena semua

hydrogen terkandung dalam batuan yang memiliki pori – pori. Contoh defleksi

kurva neutron log dapat di lihat pada gambar 3.38.

Gambar 3.38Defleksi Kurva Porosity Tools Density – Neutron Log


96

Peralatan log neutron yang dipergunakan pada well logging meluputi :

Sidewall Neutron Porosity (SNP) (1960-an), dilengkapi dengan

epitermal detector dan pad yang berfungsi untuk menempatkan SNP

menempel pada dinding lubang bore. SNP tidak sensitif pada

keberadaan mineral yang menyerap thermal neutron

97

Compensated Neutron Log (CNL) (1970), dilengkapi sepasang

thermal detector dengan ke dalam investigasi sebesar 10 inch.

Persamaan dalam penentuan porositas neutron adalah sebagai berikut:

∅N=1.02 ×∅N log+0.0425 ..................................................................... (3-46)

Keterangan :

∅N log = Porositas neutron pembacaan log neutron

Sedangkan persamaan yang digunakan dengan adanya pengaruh clay

adalah sebagai berikut:

∅N=∅+(V clay x∅Nclay ).............................................................................. (3-47)

Dimana ∅Nclay adalah porositas neutron yang terbaca ketika Vclay = 1.

Kombinsi antara Neutron – Density dapat mengetahui Vshale dengan

persamaan sebagai berikut

VshaleND = φ N − φ Dφ Nshale − φ Dshale ............................................................(3-48)

Penentuan porositas efektif dapat ditentukan dengan persamaan (3-49)

sedangkan atau dengan persamaan persamaan (3-50).

φe =φ Ncorr + φ Dcorr2 ................................................................... (3-49)

φe =(2×φ Ncorr ) +(7× φ Dcorr )

9 .................................................(3-50)

3. Sonic Log

Alat ini mengukur kecepatan suara didalam formasi. Kecepatan rambat

gelombang suara biasanya dikenal sebagai “interval transit time (Δt)”. Interval

transit time didefinisikan sebagai waktu yang diperlukan oleh gelombang suara

Gambar 3.39Prinsip Pengukuran Sonic Log


98

untuk menempuh jarak satu feet pada suatu bahan (sec/ft atau µsec/ft). Fungsi

dari sonic log menentukan nilai Δt log dan menentukan porositas batuan.

Prinsip pengukuran sonic log dengan menggunakan dua buah transmitter

gelombang suara dan empat buah alat penerima (receiver). Transmitter

memancarkan gelombang compressional & gelombang freflaksi yang merambat

ke dalam formasi, lalu gelombang yang kembali dari formasi ditangkap dengan

menggunakan receiver. Beda waktu tersebut akan menghasilkan transite time

yang diukur dalam satuan (μsec/ft). Skema prinsip pengukuran sonic log dapat

dilihat pada gambar 3.39. Perambatan suara didalam formasi tergantung dari

matrik batuan, porositas batuan dan fluida dalam pori-pori tersebut. Gelombang

suara yang merambat dalam formasi akan dipantulkan kemudian ditangkap oleh

receiver. Berdasarkan persamaan Willey yaitu pada persamaan 3-51. Contoh

defleksi kurva neutron log dapat di lihat pada gambar 3.40.

Øs =

Δt log−ΔtmaΔtf −Δtma .............................................................................(3-51)

Tabel III – 5Transit Time Pada Matrik Batuan


Gambar 3.40Contoh Defleksi Kurva Sonic Log


99

Kondisi Optimum sonic log digunakan pada Unconsolidated sand

formation, dapat digunakan pada lubang bor yang belum dicasing, dapat

diturunkan pada semua jenis lumpur, tetapi tidak baik untuk kondisi gas filled

hole. porositas 15% - 25%. pada sumur open hole.

Keterangan :

t log = transit time yang dibaca dari kurva sonic log, µsec/ft.

tma = transit time pada matrik batuan, µsec/ft. (dapat dilihat pada table III-5)

tf = transit time fluida, msec/ft. (189 µsec/ft untuk filtrat lumpur)

Material Vma (ft/sec) Δtma (µ sec/ft)Δtma (µ sec/ft)

biasa digunakan

Sandstone 18000 – 19500 55.5 – 51.0 55.5 – 51.0

Limestone 21000 – 23000 47.6 – 43.5 47.6

Dolomite 23000 – 26000 43.5 – 38.5 43.5

Anhydrite 20000 50.0 50.0

Salt 15000 66.7 67.0

100

Dalam perkembanganya sonic log ada dua jenis yaitu borehole

compensated sonic log (BHC) dan Long spacing sonic log.

a. Borehole commpensated sonic log (BHC)

BHC berfungsi sebagai mengukur compressional interval transit time

formasi (∆tc) dan identifikasi lithologi. Dengan kondisi optimum pada formasi

kompak (porositas 15% - 25%), dapat dilakukan pada semua jenis lumpur,

kecepatan logging 5000 ft/hr, kedalaman penetrasi 1 in. Contoh defleksi kurva

BHC dapat di lihat pada gambar 3.40

Untuk menghitung porositas sonic dari pembacaan log ∆t harus terdapat

hubungan antara waktu dan porositas. Bentuk umumnya adalah:

∆ t log=∆ tfluid ×∅+∆ tma × (1−∅−V s h )+∆ t s h×V s h.............................. (3-52)

Dan untuk formasi bersih, persamaan tersebut disederhanakan menjadi:

∆ t log=∆ tfluid ×∅+∆ tma × (1−∅ ).......................................................... (3-53

Dari persamaan 3-53 porositas akan menjadi :

φ s= Δt log − ΔtmaΔt fluid − Δ tma ............................................................................... (3-54)

Keterangan:

∅ s = Porositas pada Sonic Log (fraksi).

∆ t log = Transite time yang dibaca dari log (μ sec/ft).

∆ t fluid = Transite time fluida (μ sec/ft).

=198 μ sec/ft untuk fluida dengan kecepatan 5300 ft/sec)

∆ tma = Transite time matrik batuan (μsec/ft).

∆ t s h = Transite time shale (μ sec/ft).

Ø = Porositas (fraksi).

Vsh = Kandungan shale (clay) dalam formasi (%).

101

b. Long Spacing Sonic Log (LSS)

Fungsi Long Spacing Sonic yaitu mengukur shear interval transit time

(Δts), identifikasi lithologi dan merekam sifat mekanik batuan. Pengukuran sifat

mekanik batuan LSS yaitu Poisson’s Ratio, Shear Modulus, Bulk Modulus,

Young’s Modulus.

Poisson's Ratio (ν )=(0 .5 ×r 2)−1

r2−1 ................................................. (3-55)

Dimana : r=Vc

Vs

Shear Modulus (μ )= ρ×Vs2........................................................ (3-56)

Bulk Modulus (B )= ρ(Vc2 − 1 .333 Vs2 )....................................... (3-57)

Young' s Modulus ( E )=2μ (1+ν ).................................................. (3-58)

Kondisi Optimum korelasi yang lebih baik pada data seismic, dapat

dilakukan pada semua jenis lumpur, kondisi open hole, porositas antara 20% -

40%, unconsolidated sand formation. . Contoh defleksi kurva LSS dapat di lihat

pada gambar 3.41.

Gambar 3.41Contoh Defleksi Kurva LSS


102

3.2.2. Interpretasi Logging

Hasil rekaman formasi yang di tembus akan di interpretasikan secara

kualitatif maupun kuantitatif.

3.2.2.1. Interpretasi Manual

3.2.2.1.1. Interpretasi Kualitatif

Interpretasi kualitatif log didasarkan atas bentuk (defleksi) kurva dari log

yang tergambar dalam slip log, yang umumnya dipengaruhi oleh jenis lithologi,

kandungan fluida dan mineralnya.

Adapun pengamatan ini berupa :

Identifikasi kedalaman zona porous permeabel.

Identifikasi batas dan ketebalan zona porous permeabel

Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel.

Identifikasi jenis batuan zona porous permeabel

a. Identifikasi Kedalaman Zona Porous Dan Non-Porous

Untuk mengidentifikasi lapisan produktif, dapat diketahui pada kedalaman

berapa lapisan porous permeable berada.

Adapun masing-masing log dapat diketahui sebagai berikut :

1. Defleksi SP Log

Dengan menggunakan SP Log, akan dapat diketahui lapisan shale dan non

shale. Bilamana lumpur pemboran mempunyai perbedaan salinitas dengan air

formasi (terutama lumpur air tawar/ fresh water mud), lapisan non-shale

umumnya ditunjukkan dengan adanya penambahan defleksi negatif (ke kiri)

103

dari shale base line sedangkan pada formasi shale akan terjadi defleksi positif

(ke kanan) dari shale base line.

2. Separasi Resistivity

Adanya lapisan porous permeabel sering ditunjukkan dengan adanya

separasi antara kurva resistivity investigasi dalam dengan investigasi rendah.

Pada zona yang mengandung air (Rmf > Rw dan Rxo > Rt), pembacaan

resistivitas daerah dangkal lebih besar daripada daerah pengukuran dalam.

Sedangkan pada lapisan yang mengandung hidrokarbon, perbedaan antara Rxo

dan Rt akan kecil tergantung Rmf/Rw dan Sw/Sxo.

3. Separasi Microlog.

Proses invasi pada lapisan permeabel akan mengakibatkan terjadinya mud

cake pada dinding lubang bor. Dua kurva hasil dari pembacaan akibat adanya

mud cake oleh Microlog akan menimbulkan separasi positif (micro inverse <

micro normal) pada lapisan permeabel.

4. Caliper Log.

Dalam kondisi lubang bor yang baik umumnya Caliper Log dapat

digunakan untuk mendeteksi adanya ketebalan mud cake sehingga dapat

memberikan/membantu pendeteksian lapisan permeabel.

5. Gamma Ray Log.

Pada formasi yang mengandung unsur-unsur radioaktif akan memancarkan

radioaktif dimana intensitasnya akan terekam pada defleksi kurva Gamma Ray

Log, pada umumnya defleksi kurva yang menunjukkan intensitas radioaktif

yang besar adalah lapisan shale atau clay, sedangkan defleksi kurva yang

menunjukkan intensitas radioaktif yang rendah menunjukkan lapisan

permeabel.

104

b. Identifikasi batas dan ketebalan zona porous permeabel

Ketebalan lapisan batuan dibagi dua, yaitu ketebalan kotor (gross thickness)

dan ketebalan bersih (net thickness). Ketebalan kotor (gross thickeness)

merupakan tebal lapisan yang dihitung dari puncak lapisan sampai dasar lapisan

dari suatu lapisan batuan. Sedangkan ketebalan bersih (net thickness) merupakan

tebal lapisan yang dihitung dari bagian-bagian permeabel dalam suatu lapisan.

Penggunaan kedua jenis ketebalan tersebut juga mempunyai tujuan yang berbeda,

dimana ketebalan kotor (gross isopach map) adalah untuk mengetahui batas-batas

penyebaran suatu lapisan batuan secara menyeluruh, dimana pada umumnya

digunakan untuk kegiatan eksplorasi. Sedangkan penggunaan ketebalan bersih

adalah untuk perhitungan cadangan. Peta yang menggambarkan penyebaran

ketebalan bersih disebut peta “net sand isopach”.

Log yang umum digunakan adalah :

1. Kurva SP

Dengan log ini dapat membedakan lapisan shale dan non shale. Saat

terjadi perubahan dari lapisan shale menjadi lapisan non shale (lapisan porous

permeabel) maka kedalaman tersebut dicatat sebagai kedalaman top struktur.

Pada saat alat diturunkan, diindikasikan lapisan berubah dari lapisan porous

permeabel menjadi lapisan shale yang dicatat sebagai kedalaman bottom

struktur. Selisih dari kedalaman top dan bottom struktur dicatat sebagai

ketebalan dari lapisan porous permeabel.

2. Kurva Resistivity

Alat log yang terbaik pembacaannya didapatkan dari Laterolog atau

Induction Log karena pada pengukuran dengan menggunakan Laterolog sangat

sedikit pengaruh dua lapisan yang berdekatan (adjacent beds), dapat

105

mengidentifikasi zona yang tipis, dan dapat optimum pada salt water mud

dimana alat resistivitas yang lain tidak dapat bekerja.

3. Kurva Microresistivity

Pada kondisi lumpur yang baik (fresh water mud) dapat memberikan hasil

penyebaran vertikal yang baik.

4. Gamma Ray Log

Log ini dapat membedakan adanya shale dan non shale, disamping itu

dapat digunakan pada kondisi lubang bor yang telah dicasing biasanya

dikombinasikan dengan Neutron Log, oil base mud, dan gas filled hole. Sama

seperti SP Log, Gamma Ray Log dapat menunjukkan batas dan ketebalan lapisan

porous permeabel.

Perlu diperhatikan pengukuran batas dan ketebalan lapisan, harus

diperhatikan pula masalah kondisi optimum masing-masing alat log.

c. Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel

Identifikasi jenis fluida yang mengisi zona porous permeabel dapat dilakukan

dengan mengamati resistivity log dengan mendasarkan kepada sifat air, minyak

dan gas. Karena minyak mempunyai sifat resistivitas yang lebih tinggi

dibandingkan dengan air, maka pada kurva log menunjukkan harga yang tinggi

dibandingkan dengan air. Gas dan minyak dibedakan dengan ketajaman kurva,

dimana gas akan lebih tajam kurvanya dikarenakan sifatnya yang lebih resistif

daripada minyak. Sedangkan batas minyak dan air ditentukan oleh perubahan

resistivitas dari besar ke kecil.

Hasil pengamatan dari resistivity log dibandingkan terhadap hasil pengukuran log

FDC-CNL. Air dan minyak mempunyai indeks hidrogen yang tinggi, sehingga

106

pada kurva log akan menunjukkan harga yang rendah. Sedangkan gas

menunjukkan indeks hidrogen tinggi pada kurva neutron, tetapi densitas gas lebih

kecil daripada air dan minyak. Adanya gas, minyak dan air bisa ditandai dengan

adanya separasi antara kurva neutron dan density. Gas teridentifikasikan dengan

separasi yang lebih besar daripada minyak dan air, dimana kurva neutron berada

disebelah kanan kurva density

d. Identifikasi jenis batuan zona porous permeabel

Dengan mengidentifikasi jenis batuan zona porous permeabel akan

mengetahui karakteristik atau sifat dari formasi yang ditembus oleh lubang bor.

Selain itu bisa diprediksi masalah yang akan ditemui beserta penanganannya.

Contohnya apabila jenis lithologi dari lapisan tersebut adalah sandstone. Maka

mungkin saja terjadi problem kepasiran dan bisa ditentukan bagaimana

penanganan dari masalah tersebut.

Dengan FDC log akan didapatkan nilai ρb. Sebagai contoh, nilai ρb yang

didapat dari logging adalah 2,87. Maka jenis batuannya adalah dolomite.

Dengan LDL akan didapatkan nilai Pe. Nilai Pe yang didapat 1,81 maka

jenis batuannya adalah sandstone.

Dengan BHC akan didapatkan nilai Δtma sebesar 54 µsec/ft. maka jenis

batuannya adalah sandstone.

Dari LDL diketahui nilai shear dan compessional travel time (Δt s dan Δtc).

apabila Δts/Δtc = 1,9 maka jenis batuannya adalah limestone.

3.2.2.1.2. Interpretasi Kuantitatif

Interpretasi kuantitatif bertujuan untuk menentukan parameter-parameter

reservoir seperti, Resistivitas air (Rw), kandungan shale (Vshale), porositas efektif

batuan (Øe) dan saturasi air (Sw) dimana data tersebut diolah dari rekaman hasil

log menggunakan persamaan pendukung dan logging chart. Data yang telah

107

diolah dapat digunakan untuk memperkirakan cadangan hidrokarbon ditempat

secara akurat. Dalam penulisan skripsi ini penentuan Resistivitas batuan

Resistivitas Air (Rw) dengan metode pengukuran langsung air formasi yang

terproduksi di laboratorium, penentuan Vshale dengan metode Gamma Ray Log

(persamaan 3-33), penentuan prositas batuan efektif dengan metode Neutron –

Density, dan penentuan saturasi air (Sw) dengan metode Indonesian Equation.

Adapun langkah-langkahnya adalah sebagai berikut :

1. Menentukan Temperatur Formasi (Tf) dengan persamaan 3-31.

TF=Ts+ BHT−TsurfaceTotal Depth

× Dept h Formasi

2. Menentukan Rmf koreksi (Rmfcorr) dengan persamaan 3-30.

Rmf corr=Rmf ×[ Ts+6.77Tf +6.77 ]

3. Menentukna Resistivitas air (Rw), metode dalam penentuan Resistivitas air

(Rw) yaitu:

a. Menentukan Rw metode SP dengan persamaan persamaan 3-29.

Rw= Rmfcorr

10SSP−K

b. Menentukan Rw dengan metode pengukuran langsung air formasi yang

terproduksi di laboratorium, Rw yang terproduksi dikoreksi terhadap

temperature formasi

c. Menentukan Rw dengan Picket Plot

4. Menentukan kandungan shale (Vshale), metode dalam penentuan Vshale

yaitu:

a. Menentukan Vshale dengan metode SP log dapat dilihat pada persaman

3-32.

V s h=( SP−SP clean)

( SP s h−SPclean )b. Menentukan Vshale dengan metode GR log dapat dilihat pada

persamaan 3-33.

108

Vshale= GR log−GR minGR max−GR min

c. Menentukan Vshale dengan metode neutron – density dapat dilihat pada

persamaan 3-48.

Vs h ale= ∅ N−∅ D∅ Ns h−∅ Ds h

5. Menentukan porositas density (ØD) dengan persamaan 3-38.

∅ D= ρma−ρ bρ ma−ρ f

6. Menentukan porositas density koreksi (ØD corr) dengan persamaan 3-55.

∅ Dcorr=∅ D−(Vs h ale ×∅ Ds h ale)

7. Menentukan porositas neutron (ØN) dengan persamaan 3-46.

∅ N=1.02 Ø Nlog+0.0425

8. Menentukan porositas neutron koreksi (ØN corr) dengan persamaan 3-47.

∅ Ncorr=∅ N−(Vs hale ×∅ Ns h ale)

9. Menentukan porositas efektif (Ø eff) dengan persamaan 3-49.

φe=φ Ncorr+φ Dcorr2

10. Menentukan saturasi air daerah invasi (Sxo) dengan persamaan berikut

Sxo= 1

√Rxo[Vshale(1−Vshale

2 )√Rsh

+φem

√a×Rmf ]............................................ 3-58

11. Menentukan saturasi air (Sw) dengan persamaan berikut.

Sw= 1

√ Rt [Vshale(1−Vshale

2 )√Rsh

+φem

√a×Rw ]....................................................... 3-59

109

3.2.2.2......................................................................................................

Interpretasi dengan software interactive Petrophysics

Interactive petrophysics merupakan software, software ini membantu dalam

interpreatsi logging seperti dalam penentuan lithology batuan, penentuan Vclay,

penentuan porositas batuan, saturasi air serta perhitungan cut-off. Prosedur dalam

interpretasi dengan interactive petrophysics:

1. Input Data:

a. Input data LAS :

Klik Input/Output pada software IP.

Klik Load Data, pilih jenis data yaitu LAS/LBS.

Pilih data las yang digunakan pada folder penyimpanan data,

maka muncul tampilan seperti gambar 3.42

Sesuaikan type dan satuan logging yang telah di run, klik load

dan close

Gambar 3.42Input Data Las

(Senergy, “Manual Interactive Petrophysics”)

Gambar 3.43Input Data Header Log


110

b. Input data Header log:

Klik Well pada software IP

Klik Manage Header Log Info

Input parameter pemboran seperti kedalaman total, ground

level elevation (GL), derrick flour elevation (DF), resistivity

mud (Rm), temperatur Rm, resistivity mud filtrate (Rmf),

temperatur Rmf, resistivity mud cake (Rmc), temperatur Rmc.

Seperti pada gambar 3.43

c. Input gradient temperatur:

Klik Calculate pada software IP

Klik Temperature Gradient.

Input temperature permukaan (Ts), bottom hole temperatur

(BHT), kedalaman total seperti pada gambar 3.44.

Gambar 3.44Input Temperature Gradient


111

d. Input data sementasi batuan (m), faktor saturasi (n), dan konstanta

batuan (a).

Klik Display Porosity and Saturation Water Analysis

Parameter

Klik Sw Logic

Input data sementasi batuan (m), faktor saturasi (n), dan

konstanta batuan (a).

Klik run (seperti pada gambar 3.45 )

Gambar 3.45Input Data Parameter SCAL


Gambar 3.46Print Out Chart Kombinasi Log


112

2. Print Out Slip/Chart Log :

Klik View pada software IP

Klik Log Plot

Klik File

Klik Program Default

Klik Triple Combo, seperti pada gambar 3.46

3. Koreksi Data:

a. Koreksi kedalaman total (Splice Curve)

Input data LAS/LBS track 2

Input kedalaman total pada track 2 kemudian klik run, seperti

pada gambar 3.47

Gambar 3.47Extend Interval Sumur


Gambar 3.48Interactive Curve Splice


113

Klik Edit pada software IP

Klik Interactive Curve Splice

Input jenis log curve track 1 dan jenis log curve track 2 yang akan

di gabungkan kemudian klik OK, seperti pada gambar 3.48

Gambar 3.49Shifting SP Baseline


Gambar 3.50Koreksi Parameter VShale


114

b. Koreksi Shale Baseline :

Klik Edit

Klik Interactive Baseline Shift

Klik Curva SP log pada Combo Plot Log

Klik Start pada gambar 3.49

c. Koreksi Gamma Ray log

Klik Display Clay Volume Analysis Parameter pada software

IP.

Klik metode Vshale Koreksi nilai parameter VShale seperti

pada gambar 3.50

Gambar 3.52Interpretasi Kedalaman Zona Porous


115

4. Interpretasi Data :

a. Interpretasi kedalaman zona porous :

Klik Interpretation pada software IP

Klik Clay Volume Parameter

Klik Zone Depth – Option, kemudian input kedalaman zona

porous. Seperti pada gambar 3.52

b. Interpretasi Vshale :

Klik Interpretation pada software IP

Klik Clay Volume, pilih metode penentuan Vshale seperti pada

gambar 3.53

Klik Run

Gambar 3.53Interpretasi Vshale


116

c. Penentuan Resistivitas air (Rw)

Penentuan Rw dan sementasi batuan software IP diketahui dengan

Picket Plot, langkah – langkah pembuatan picket plot dengan software

IP :

Klik kanan pada kolom resistivity

Klik RLA5 / PHIE, maka muncul picket plot (Resistivity Vs

Porosity)

Drag garis Sw 100% ke titik nilai resistivity terendah di zona

porous, sehingga nilai Rw dan sementasi dapat diketahui, seperti

pada gambar 3.54

Gambar 3.54Picket Plot


117

d. Interpretasi Porositas batuan (Ø) dan Saturasi air (Sw) :

Klik Interpretation

Klik Porosity and Saturation Water

Input log curve yang digunakan, pilih model porosity dan metode

penentuan saturasi yang digunakan, model porosity yang digunakan

adalah model Neutron - Density, persamaan saturasi yang

digunakan adalah Indonesian equation, seperti pada gambar 3.55.

plot hasil analisa dengan interactive petrophysic dapat dilihat pada

gambar 3.56

Klik Ok

Gambar 3.56Contoh Hasil Interpretasi Dengan Software IP


Gambar 3.55Interpretasi Porositas Dan Saturasi Air


118

Gambar 3.57Net pay Zone


119

5. Setelah mendapatkan Cut-off parameter Tentukan kedalaman lapisan net

pay zone dengan klik Interpretation – Cutoff and Summation kemudian

run, sehingga muncul tampilan seperti gambar 3.57, hapus zona yang

tidak prospek.

120

3.3. Penentuan Cut-off Parameter Petrophysics

Cara penentuan cut-off Vshale dan porositas batuan efektif dilakukan

dengan membuat grafik plot Vshale (sumbu y) dan porositas batuan efektif

(sumbu x). Harga porositas batuan efektif dan Vshale diambil dari interpretasi

logging yang telah di uji sumur (DST Test / MDT Test), dari hasil uji sumur

tersebut dapat diketahui adanya aliran (flow) dan yang tidak (no flow) dan pada

zona porous atau pada interval perforasi (zona interest), harga porositas batuan

pada zona porous tersebut diplot dengan harga Vshale, contoh penentuan cut-off

Vshale dan cut-off saturasi seperti pada gambar 3.58.

Pada gambar 3.58, zona flow merupakan zona yang teridentifikasi adanya

aliran fluida (minyak, gas dan air) setelah dilakukan uji sumur, sementara zona

yang tidak flow merupakan zona tanpa adanya aliran fluida (minyak, gas, air)

yang disebabkan adanya Vshale yang menghambat aliran fluida.

Gambar 3.58Contoh Penentuan Cut-Off Porositas Batuan Dan Vshale

(Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir)

121

Apabila dari hasil uji sumur (tes sumur) menunjukan semuanya mengalir

(Flow), maka dalam penentuan cut-off dapat dilakukan berdasarkan laju aliran,

yaitu membuat grafik hubungan antara porositas atau Vshale dengan laju alir

produksi, kemudian tarik garis terdalam yang memiliki trend menurun, untuk

penentuan cut-off porositas, dengan cara yang sama tarik garis terluar untuk

penentuan cut-off Vshale seperti pada gambar 3.59

Penentuan cut-off saturasi air (Sw) dilakukan dengan memplot Water Cut

(sumbu y) dengan saurasi air (sumbu x), dimana water cut dihitung dengan

fracrional flow, fractional flow dapat ditentukan dengan adanya data permeabilitas

relatif minyak (Krw) dan permeabilitas relatif air (Krw) dapat dilihat dari

persamaan 3-15, contoh penentuan cut off saturasi air seperti pada gambar 3.60

Gambar 3.59Contoh Penentuan Cut-off Vshale Dan Porositas Batuan Dengan Laju Alir


122

3.4............................................................................................................ Penentua

n Lapisan Produktif

Untuk membedakan antara lapisan porous yang produktif dan lapisan

porous yang tidak produktif dari suatu formasi berdasarkan dari nilai cut-off

Vshale, cut-off porositas batuan efektif, dan cut-off saturasi air. Suatu lapisan

yang produktif jika Vshale lapisan produktif lebih kecil dari Vshale cut-off

(Vshaleprod < Vshalecf), porositas batuan untuk lapisan produktif lebih besar dari

porositas batuan cut-off (Øprod > Øcf) dan saturasi air untuk lapisan produktif lebih

kecil dari saturasi air cut-off (Swprod < Swcf).

3.5. Perbandingan Parameter Petrofisik Hasil Perhitungan Manual

Dengan Hasil Software IP

Perbandingan digunakan untuk menentukan persentase besarnya perbedaan

perhitungan antara manual dengan software interactive petrophysic.

Penentuan persentase hasil porositas batuan efektif dengan persamaan 3-

60.

φe manual− φe software IPφe software IP

×100 %........................................................... (3-60)

Penentuan persentase saturasi air dengan persamaan 3-61.

Sw manual− Sw software IPSw software IP

×100 %........................................................ (3-61)

Penentuan persentase cut-off Vshale dengan persamaan 3-62

Vshale manual− Vshale software IPVshale software IP

×100%..............................................(3-63)

Gambar 3.60Contoh Penentuan Cut-off Saturasi Air


Teori Dasar Logging

Documents

Transcript of Teori Dasar Logging