BAB III

DASAR TEORI

Well Logging adalah kegiatan merekam karakteristik batuan sebagai fungsi

kedalaman yang dinyatakan dalam bentuk grafik. Operasi ini menggunakan suatu

instrument khusus (sonde) yang diturunkan kedalam lubang bor menggunakan

kabel (wireline) pada saat lubang bor terisi fluida pemboran. Ada dua macam

pencatatan yang dibedakan menurut waktu pengambilan data, yaitu :

a. Selama kegiatan pengeboran berjalan.

1. Mud Logging atau Log Mekanis

2. Log While Drilling (LWD)

b. Pencatatan setelah kegiatan pengeboran dihentikan pada target tertentu,

dilakukan dengan media kabel, disebut “wireline log”.

Tujuan Utama Well Logging

Tujuan utama well logging adalah mencari kandungan migas yang bisa

diproduksikan secara ekonomis di dalam batuan.

Dari hasil well logging dapat dilakukan :

a. Evaluasi formasi

b. Korelasi antar sumur

c. Deteksi daerah tekanan berlebihan

d. Analisa Kualitas semen

e. Pemantauan reservoir

f. Pemetaan Reservoir

3.1. KLASIFIKASI WIRELINE LOGGING

3.1.1. Log-log yang Menunjukkan Zona Porous Permeabel (Lithology Tool)

Langkah awal dalam interpretasi logging (penilaian formasi) adalah

mengidentifiksi lapisan porous dan permeabel. Jenis log yang digunakan adalah :

a. Log Spontaneous Potential (SP)

b. Log Gamma Ray (GR)

1

2

3.1.1.1. SPONTANEOUS POTENTIAL LOG (SP log)

Kurva SP log merupakan salah satu pengukuran pertama yang dilakukan

pada lubang bor. Tujuan utamanya adalah membedakan formasi shale dengan

formasi non-shale. Sebagai lithologi tool, SP log juga digunakan untuk

menentukan batas lapisan dan ketebalan lapisan. Prinsip dasar Log SP adalah

rekaman mengenai perbedaan arus listrik DC (dalam millivolts) antara potensial

natural karena pergerakan elektroda dalam lubang bor dengan elektroda yang

ditempatkan dipermukaan terhadap kedalaman lubang bor. SP Log tidak dapat

beroperasi pada non-conductive drilling muds.

Sponteneous Potensial merupakan sirkuit sederhana yang terdiri dari dua

buah elekroda dan sebuah galvanometer. Sebuah elektroda (M) diturunkan ke

dalam lubang bor dan elektroda yang lain (N) ditanam di permukaan. Disamping

itu masih juga terdapat sebuah baterai dan sebuah potensiometer untuk mengatur

potensial diantara kedua elektroda tersebut. Skema rangkaian dasar SP log dapat

dilihat pada Gambar 3.1.

Gambar 3.1. Skema Rangkaian Dasar SP Log (Dewan,J. T)

3

Bentuk defleksi positif atau negatif terjadi karena adanya perbedaan

salinitas antara kandungan potensial (gaya elektromotif) dalam batuan dengan

lumpur. Bentuk ini disebabkan oleh karena adanya hubungan antara arus listrik

dengan gaya-gaya elektromotif (elektrokimia dan elektrokinetik) dalam batuan.

Gambar 3.2. Contoh Defleksi SP dari shale baseline (Dewan,J. T)

Jika pengaruh SP log melalui lapisan cukup tebal dan kondisinya bersih dari

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

disebut statik SP atau SSP, yang dituliskan dalam persamaan sebagai berikut :

SSP=−K4600+t0 F537

logRmfRw

……………..………………………..(3-1)

SSP = statik spontaneous potensial, mv.

K = konstanta lithologi batuan (=70.7 pada 77oF)

toF = temperatur formasi, o F.

Rmf = tahanan jenis air filtrat lumpur, ohm-m.

Rw = tahanan jenis air formasi, ohm-m.

4

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

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

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

3.1.1.2. GAMMA RAY LOG

Gamma ray log mengukur radioaktif alami dalam formasi, yang dipakai

untuk identifikasi lithologi. Respon gamma ray log meningkat dengan

bertambahnya kandungan shale, karena material radioaktif banyak terdapat dalam

shale,sehingga gamma ray log akan dapat membedakan lapisan shale dengan

jelas. Batupasir dan batuan karbonat yang bebas shale memiliki material radio

aktif yang sedikit, dan memberikan bacaan gamma ray yang rendah. Tetapi

batupasir bersih dapat memberikan bacaan gamma ray log yang tinggi jika

batupasir tersebut mengandung potasium feldspar, mika, glaukonit, atau air yang

mengandung uranium. Selain itu juga digunakan untuk korelasi dan mengontrol

kedalaman lubang sumur untuk perforasi karena log ini dapat digunakan pada

cased hole serta tidak ada pembatasan dalam penggunaan lumpur. Prinsip kerja

dari gamma ray log adalah mencatat adanya kandungan radioaktif alami di dalam

formasi. Sumber radioaktif batuan adalah uranium, thorium dan potassium. Ketiga

unsur tersebut memancarkan sinar alpha, beta dan gamma, tetapi yang dapat

ditangkap oleh detector hanya sinar gamma, karena mempunyai daya tembus yang

besar. Besar kecilnya intensitas radioaktif tergantung dari jenis batuanya, sehingga

besar kecilnya intensitas mencerminkan jenis batuannya.

5

Gambar 3.3. Rekaman Gamma Ray untuk suatu lapisan dengan kecepatan yang berbeda

& Spektrum 3 Unsur Radiasi Utama Gamma Ray (Rider, Malcolm)

Penentuan besarnya kandungan shale dalam batuan formasi (Vshale) dapat

dilakukan dari persamaan berikut :

Vshale GR= Gr Log −GR MinGr Max −GR Min

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

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).

3.1.2. Log-log yang Mengukur Resistivitas (Resistivity Tool)

Resistvity tool digunakan untuk mengukur tahanan jenis batuan formasi

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

air formasi, dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan. Resistivitas

formasi adalah salah satu parameter utama yang diperlukan untuk menentukan

saturasi hidrokarbon suatu formasi. Arus listrik dapat mengalir di dalam formasi

6

batuan dikarenakan konduktivitas dari air yang dikandungnya. Batuan kering dan

hidrokarbon merupakan insulator yang baik kecuali beberapa jenis mineral seperti

graphite dan sulfide besi. Oleh sebab itu, formasi di bawah tanah memiliki

resistivitas yang dapat diukur secara terbatas karena air yang terkandung di dalam

pori-pori atau yang terserap dalam molekul lempung.

Pengelompokan log resistivitas berdasarkan zona yang terinvasi dapat

dilihat pada tabel III-1

Tabel III-1Pengelompokan Log Resisivitas (Dewan,J. T)

Pengaruh Invasi pada Pengukuran Resistivitas

Berbicara masalah resistivitas, Rt diasumsikan berada pada reservoir yang

tak terganggu oleh invasi apapun. Kesulitan untuk melakukan pengukuran R t

adalah adanya gangguan yang disebabkan oleh adanya invasi. (Gambar 3.4).

7

Gambar 3.4.Zona Invasi Lubang Bor (Dewan,J. T)

Rm = Resistivitas lumpur

Rmc = Resistivitas kerak lumpur

( mud cake )

hmc = Ketebalan kerak lumpur

( mud cake )

Rmf = Resistivitas filtrat lumpur

Rt = Resistivitas invaded zone

Rw = Resistivitas air formasi

Rxo = Resistivitas flushed zone

Sw = Saturasi air pada invadedzone

Sxo = Saturasi air pada flushed zone

dh = Diameter lubang bor

di = Diameter invasi (flushed zone)

dj = Diameter invasi (invaded zone)

Log-Log Resistivity yang Digunakan Pada Sumur EAF 01 & EAF 05

3.1.2.1. FOCUSED LOG

Conventional ES sangat dipengaruhi oleh efek-efek yang berasal dari

borehole dan adjacent beds. Efek-efek tersebut dikurangi oleh alat-alat resistivitas

yang menggunakan arus-terfokus untuk mengendalikan jalur aliran arus yang

diukur.

8

Gambar 3.5. Skematik Focusing-Electrode Logs (Dewan,J. T)

A. Dual Laterolog

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

menyajikan beberapa perhitungan secara bersama-sama, yaitu deep laterolog

(LLd) dan shallow laterolog (LLs).

Dual laterolog menyediakan dua arus yang berbeda konfigurasi dan

frekuensi. Pola dari arus pada dual laterolog dapat dilihat pada Gambar 3.6.

gambar tersebut 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 dibuat 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), perbedaannya hanya pada jauhnya investigasi. LLd

merupakan laterolog yang mempunyai investigasi paling jauh.

9

Gambar 3.6. Pola arus pada Dual Laterolog (Dewan,J. T)

3.1.2.2. 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 basemud, atau

udara. Untuk mengatasinya, 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. Keunggulan dari induction log adalah pengaruh diameter lubang bor,

lapisan batuan disekitarnya dan pengaruh invasi air filtrat dapat diperkecil.

A. Dual Induction Log (DIL)

Pada induction log biasanya terdapat enam atau lebih coils dengan spacing

sekitar 40 in antara transmitter-receiver utama untuk mendapatkan pembacaan

kurva dalam (ILd). Prinsip kerja dari DIL sama dengan laterolog. Coils yang lebih

10

sedikit digunakan untuk mendapatkan kurva medium (ILm). ILd dan ILm

mempunyai resolusi vertikal yang sama. Tetapi ILm mempunyai penetrasi hanya

setengah dari penetrasi ILd. DIL biasanya dikombinasikan dengan shallow

laterolog seperti LL8 atau SFL. Ciri khas dari DIL adalah dapat bekerja pada saat

Rmf>2Rw dan Rt<200 ohm-m, lumpur tidak konduktif (fresh mud), serta dapat

digunakan untuk mengukur resistivitas induksi yang menengah maupun yang

dalam.

Gambar 3.7Prinsip Pengukuran Induction Log (Dewan,J. T)

3.1.2.3. MICRORESISTIVITY LOG

Microresistivity log berguna untuk mendapatkan resistivitas flushed zone,

Rxo, dan menunjukkan adanya lapisan permeabel dengan mendeteksi keberadaan

dari mud cake. Untuk mengukur Rxo alat log harus mempunyai investigasi yang

sangat dangkal, karena flushed zone hanya beberapa inch dari lubang bor. Telah

diketahui bahwa Rxo berguna untuk koreksi pengukuran Rt

A. Microspherically Focused Log (MSFL)

Pengukuran MSFL dibuat dengan sebuah bantalan elektroda khusus yang

ditekan ke dinding lubang bor dengan bantuan sebuah kaliper. Pada bantalan

tersebut dipasang suatu rangkaian bingkai logam yang konsentrik (Gambar 3.8)

11

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 flushed

zone. Karena kedalaman investigasi MSFL yang kecil, maka pengaruh dari mud

cake tidak bisa diabaikan, sehingga koreksi terhadap pengaruh mud cake

diperlukan untuk memperoleh Rxo yang benar.

Gambar 3.8. Distribusi arus dan susunan elektrode MSFL (Dewan,J. T)

3.1.3. Log-log yang Mengukur Porositas (Porosity Tool)

Ada tiga jenis pengukuran porositas yang umum digunakan saat ini, yaitu :

Densitas, Neutron dan Sonik. Penting untuk disadari bahwa nilai porositas yang

didapatkan dari ketiga pengukuran tersebut bisa tidak sama. Hal ini disebabkan

karena alat-alat tersebut tidak membaca porositas secara langsung. Porositas

didapatkan dari sejumlah interaksi fisika di dalam lubang bor. Hasil interaksi

dideteksi dan dikirim ke permukaan, barulah porositas dijabarkan. karena itu

kombinasi dari dua atau tiga log sangat penting untuk memberikan data yang

12

cukup mengenai porositas, litologi, dan karakteristik reservoir serta membedakan

minyak dengan air

3.1.3.1. DENSITY LOG

Log densitas formasi adalah log porositas yang mengukur elektron density

dari formasi. Fungsi dari density log adalah :

1. Mendeteksi gas bearing zone.

2. Menentukan densitas batuan formasi.

3. Mengevaluasi pasir serpihan dan lithologi kompleks (mineral evaporit)

Gambar 3.9Skema Prinsip Pengukuran FDC (Dewan,J. T)

Prinsip kerja dari density log adalah suatu sumber radioaktif dari alat

pengukur dipancarkan sinar gamma dengan intensitas energi tertentu menembus

formasi/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 maka sinar gamma akan

mengalami pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami

benturan akan diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dengan sumbernya.

Makin lemahnya energi yang kembali menunjukkan makin banyaknya elektron-

elektron dalam batuan, yang berarti makin banyak/padat butiran penyusun

13

persatuan volume. Besar kecilnya harga densitas batuan dipengaruhi oleh

porositas dan jenis kandungan yang ada didalamnya, juga dipengaruhi oleh

kekompakan batuan dengan derajat kekompakan bervariasi.

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......................................................................... (3-4)

Keterangan:

ρb=ρa

sehingga:

φD=ρma −ρbρma − ρf ................................................................................... (3-5)

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)

3.1.3.2. NEUTRON LOG

Prinsip kerja dari alat ini adalah dengan menembakkan partikel neutron

berenergi tinggi ke dalam formasi secara konstan dari suatu sumber radioaktif.

Neutron merupakan partikel listrik yang netral dengan massa yang hampir sama

dengan massa atom hidrogen. Partikel neutron yang menembus formasi akan

bertumbukkan dengan material-material formasi. Akibat tumbukkan ini neutron

akan kehilangan sedikit energi, yang besarnya tergantung dari perbedaan massa

neutron dengan massa material formasi tersebut.

Sampai kehilangan energi pada jumlah tertentu, maka neutron akan

menyebar secara tidak teratur di dalam formasi tanpa mengalami kehilangan

energi lagi, dan akhirnya dapat ditangkap oleh inti-inti batuan formasi.

14

Penangkapan neutron ini akan dapat dicatat oleh detektor, yang terletak 10-18

inch dari sumber radioaktif. Apabila kerapatan atom hidrogen (jumlah) dalam

formasi cukup tinggi maka hampir semua partikel neutron mengalami kehilangan

energi dan dapat ditangkap tidak jauh dari sumber radioaktifnya, akibatnya hanya

sedikit radiasi sinar gamma yang dapat dicatat oleh detektor. Sebaliknya bila atom

hidrogen sedikit maka partikel-partikel neutron akan memancar lebih jauh ke

dalam formasi sebelum ditangkap, sehingga kecepatan mencatat detektor akan

meningkat. Hal inilah yang dijadikan dasar hubungan antara jumlah sinar gamma

yang dicatat oleh detektor per detiknya dengan porositasnya. Bila jumlah sinar

gamma yang dicatat tinggi berarti porositas batuan tersebut rendah begitupun bila

jumlah sinar gamma rendah berarti porositas batuan tersebut besar.

Gambar 3.10. Skema Rangkaian Neutron Log (Dewan,J. T)

Persamaan dalam penentuan porositas neutron adalah sebagai berikut:

∅N=1.02 ×∅N log+0.0425 ..................................................................... (3-6)

Keterangan :

∅N log = Porositas neutron pembacaan log neutron

15

Sedangkan persamaan yang digunakan dengan adanya pengaruh clay

adalah sebagai berikut:

∅N=∅+(V clay x∅Nclay ).............................................................................. (3-7)

Dimana :

∅Nclay adalah porositas neutron yang terbaca ketika Vshale = 1.

Kombinasi antara Neutron – Density dapat mengetahui Vshale dengan

persamaan sebagai berikut

VshaleND = φ N − φ Dφ Nshale − φ Dshale

............................................................(3-8)

Penentuan porositas efektif dapat ditentukan dengan persamaan (3-9)

sedangkan atau dengan persamaan persamaan (3-10).

φe =φ Ncorr + φ Dcorr2 ................................................................... (3-9)

φe =(2×φ Ncorr ) +(7× φ Dcorr )

9 ..................................................(3-10)

3.1.3.3. SONIC LOG

Sonic log di desain untuk merekam porositas batuan formasi dengan cara

mngukur “interval transite time” (Δt), yaitu waktu yang diperlukan oleh

gelombang suara untuk merambat sejauh 1 feet dalam formasi.

Prinsip kerja dari sonic log ini adalah, suara dikirim dari transmitter masuk

kedalam formasi, kemudian pencatatan dilakukan pada saat pantulan suara yang

pertama kali sampai receiver. Pengukuran dimulai dari receiver yang pertama

kemudian yang kedua, dari selisih pengukuran waktu inilah yang direkam

kemudian dikonversikan dalam satuan kecepatan suara, ft/sec. Transmitter-

transmitter mengirimkan suara secara bergantian, dan harga Δt dicatat pada

pasangan-pasangan receiver yang menerima pantulan suara secara bergantian

16

pula. Harga t rata-rata dari receiver-receiver ini dihitung secara otomatis pula

memproses transit time menjadi total travel time.

Umumnya kecepatan suara yang menembus formasi berkisar 6000-23000

ft/sec atau 44-190 𝜇sec/ft. kecepatan yang melalui formasi batuan tergantung

terutama oleh matrik batuan serta distribusi porositasnya.dengan demikian makin

tinggi harga Δt pada log sonic, makin besar pula harga porositas batuannya.

Gambar 3.11Prinsip Pengukuran Sonic Log (Dewan,J. T)

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.............................. (3-11)

Dan untuk formasi bersih, persamaan tersebut disederhanakan menjadi:

∆ t log=∆ tfluid ×∅+∆ tma × (1−∅ ).......................................................... (3-12)

Dari persamaan 3-12 porositas akan menjadi :

φ s= Δt log − ΔtmaΔt fluid − Δ tma

............................................................................... (3-13)

17

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).

3.1.4. Log Tambahan

Log tambahan digunakan sebagai pelengkap pada log utama. Adapun yang

termasuk log penunjang adalah caliper log.

3.1.4.1. CALIPER LOG

Caliper log dirancang untuk mengukur diameter lubang bor atau area

lubang bor sebagai fungsi kedalaman. Pada lapisan permeabel dimana dinding

lubang bor terbentuk mud cake, maka diameter lubang bor akan menjadi lebih

kecil daripada ukuran pahatnya. Sedangkan pada lapisan shale/clay kondisi lubang

bornya lebih besar daripada ukuran pahat, ini menunjukan pada lapisan shale

sering terjadi keruntuhan.

18

Gambar 3.12. Skema Rangkaian Caliper Log (Dewan,J. T)

Prinsip kerja jika alat digerakkan sepanjang sumur, maka pegasnya akan

berkontraksi sesuai dengan besarnya lubang sumur yang dilewati. Akibat gerakan

ini rod akan turut bergerak naik turun. Kedudukan dari rod akan menentukan

derajat induksi diantaranya coil yang diletakkan pada bagian atas dari alat.

Kemudian voltage yang terinduksi pada pick-up coil diubah menjadi arus searah

dan besarnya dicatat sebagai fungsi kedalaman.

3.2. INTERPRETASI LOGGING

Tujuan Melakukan kegiatan interpretasi logging adalah untuk mendapatkan

data dari lubang bor sebagai sarana pada penilaian formasi dan penentuan letak

zona produktif.

Interpretasi logging meliputi interpretasi secara kualitatif dan kualitatif.

Secara kualitatif adalah menganalisa kurva log yang dipilih dan menganalisa

lapisan-lapisan yang diindikasikan sebagai lapisan prospek. Sedangkan secara

kuantitatif adalah menentukan harga parameter batuan sebagai petunjuk dalam

menentukan jenis kandungan lapisan prospek .

3.2.1. 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.

19

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)

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. 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.

4. 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.

B. Identifikasi batas dan ketebalan zona porous permeabel

20

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

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

dimana alat resistivitas yang lain tidak dapat bekerja.

3. Gamma Ray Log

Log ini dapat membedakan adanya shale dan non shale, Sama seperti SP

Log, Gamma Ray Log dapat menunjukkan batas dan ketebalan lapisan porous

permeabel.

21

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. Minyak digambarkan 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 pada kurva neutron akan menunjukkan harga yang rendah.

Sedangkan gas menunjukkan indeks yang 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

diketahui 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 loggingadalah 2,87. Maka jenis batuannya adalah dolomite.

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

jenis batuannya adalah sandstone.

22

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. Interpretasi Kuantitatif

Interpretasi kuantitatif bertujuan untuk menentukan parameter-parameter

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

efektif batuan (Øe), saturasi air (Sw), dan permeabilitas dimana data tersebut

diolah dari rekaman hasil log menggunakan persamaan pendukung dan logging

chart. Data yang telah 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 ,penentuan prositas batuan efektif dengan metode Neutron –

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

penentuan permeabilitas transform dengan menggunakan Hydraulic Flow Unit

dari data core.

Menurut Adi Harsono, Schlumberger.1988 langkah penentuan Sw

(Indonesian Equation) yaitu :

A. Penentuan Parameter Rw, Vshale, Por effektif, Sw

1. Menentukan tahanan jenis air formasi (Rw)

a. Menentukan besarnya temperatur formasi (Tf)

Tf = Ts + [

BHT−TSDepthBHT

xDepthAnalisa] .......................(3-14)

b. Menentukan Rmf pada kedalaman dan temperatur formasi

Rmf@Tf =

Ts−6 , 77Tf +6 , 77

xRmf (Ts)

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

23

c. Menentukan harga Rw pada temeperatur formasi dari analisa air formasi di

permukaan.

Rw@Tf =

T ( pengukuran )+6 , 77Tf +6 ,77

xRw (Tpengukuran )

......... (3-16)

2. Menentukan kandungan Shale (Vshale)

a. Vshale Gamma Ray (GR)

Vshale =

GRread -GRmin

GRmax−GRmin

.....................................................(3-17)

b. Vshale SP log

Vclay= 1 - (SPlogSSP )

.............................................................. (3-18)

3. Menentukan Porosita Density-Neutron

a. Menentukan porositas density

ØD =

ρ ma−ρbρ ma− ρf

....................................................................(3-19)

b. Menentukan porositas density terkoreksi

ØDclay =

ρ ma−ρ clayρ ma−ρf

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

ФDcorr = ФD – (Vsh x ФDclay).............................................(3-21)

c. Menentukan porositas Neutron

ØN = (1,02 ¿

ØNlog) + 0,0425.......................................... (3-22)

d. Menentukan porositas Neutron terkoreksi

24

ФNC = ФN – ( Vshale x ФNclay ) ........................................(3-23)

e. Menentukan porositas Density-Neutron

ФND =

(2ØNC )+ (7ØDC )2

.....................................................(3-24)

f. Menentukan porositas efektif

Фe = Фd-n x [1 - (0.1 x Shr)]....................................................(3-25).

4. Menentukan harga Saturasi air pada zona invasi lumpur (Sxo)

Sxo =

1

√Rxo ¿¿¿¿

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

5. Menentukan Saturasi Hidrokarbon sisa (Shr)

Shr = 1 – Sxo..........................................................................(3-27)

6. Menentukan porositas effektif

Фe = Фd-n x [1 – (0.1 x Shr)]................................................(3-28)

7. Menentukan Saturasi air formasi dengan metode Indonesia Equation

1

√Rt=[Vclay (1−−0,324

√Rclay )+Øem /2

√axRw ] xSwn /2

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

25

B. Penentuan Permeabilitas transform

Evaluasi dan karakterisasi reservoir mempunyai tingkat ketidakpastian yang

cukup besar. Salah satu sifat fisik di dalam reservoir yang sulit diprediksi dan

selalu menjadi permasalahan dalam melakukan evaluasi serta karakterisasi

reservoir yaitu distribusi permeabilitas, terutama pada reservoir yang heterogen.

Permebilitas adalah kemampuan suatu material untuk mengalirkan fluida.

Estimasi permebilitas pada batuan karbonat tidak selalu mengikuti hubungan

antara porositas dan permebilitas, seperti halnya di batuan klastik (pasir). Karena

distribusi dan ukuran saluran pori di batuan karbonat seperti vuggy, interparticle

berpengaruh terhadap permebilitas.

Pengukuran nilai permeabilitas diperoleh dari analisa core. Variasi ukuran

dan geometri pori batuan yang kompleks (heterogen) maka akan mempersulit

dalam melakukan analisa, sehingga dengan memahami lithofasies merupakan

salah satu kunci untuk dapat mengetahui karakterisasi reservoir, sehingga dapat

mengurangi ketidakpastian dalam evaluasi dan karakterisasi reservoir.

Estimasi permebilitas menggunakan Single Transformation. Menggunakan

hasil persamaan dari crossplot antara porositas core dengan permebilitas core.

Pada estimasi permebilitas menggunakan Single Transformation persamaan sesuai

dengan hydraulic flow unit (HFU) dari hasil perhitungan flow zone indikator (FZI)

Konsep Hydraulic Flow Unit (HFU) didefinisikan sebagai volume yang

mewakili volume total batuan reservoir yang termasuk sifat sifat geologi, dimana

sifat ini mengontrol aliran fluida yang secara internal bersifat dan dapa

diperkirakan dengan sifat fisik batuan lainnya. Jadi Hydraulic Flow Unit

berhubungan dengan penyebaran fasies geologi akan tetapi tidak selalu bertepatan

dengan batas fasies. Bagaimanapun, sebuah hydraulic unit dapat terdiri dari

beberapa tipe fasies batuan tertentu, tergantung pada tekstur pengendapan dan

kandungan mineraloginya. Pengelompokan batuan berdasar pada prinsip geologi

dalam atribut aliran merupakan dasar dari klasifikasi hydraulic unit.

Pada dasarnya metoda Hydraulic Flow Unit ini membedakan batuan

berdasarkan zona yang memiliki karakteristik aliran yang serupa. Dari metoda ini

diperkirakan mendapatkan hasil pendekatan permeability transform yang lebih

26

baik. Setelah diperoleh permeability transform berdasarkan HFU maka dilakukan

validasi dengan plot antara permeabilitas hasil korelasi vs permeabilitas core.

Perbandingan dan pemilihan hasil korelasi antara metode konventional dengan

HFU dengan melihat nilai r2 (varians) hasil validasi antara permeabilitas hasil

korelasi vs permeabilitas core.

Dalam melakukan perkiraan permeabilitas dengan menggunakan Hydraulic

Flow Unit (HFU), maka tahapan yang perlu dilakukan adalah sebagai berikut:

1. Melakukan crossplot data porositas vs permeabilitas dengan teknik

konvensional

2. Melakukan perhitungan RQI (Reservoir Quality Index), Phi Z (normal

porosity), dan FZI (Flow Zone Indikator) untuk setiap data core dan

kemudian melakukan crossplot antara RQI vs Phi Z. Perhitungan RQI, Phi

Z, dan FZI dilakukan dengan menggunakan persamaan dibawah ini:

a. Reservoir Quality Index (RQI)

RQI=0 .0314 √k

Φz

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

b. Normal Porosity (Phi Z)

Øz=Øeff

1−Øeff.................................................... (3-31)

c. Flow Zone Indicator (FZI)

F ZI=RQI

Øz

..................................................... (3-32)

3. Sebelum membagi kumpulan plot tersebut kedalam zonasi, maka lakukan

dahulu analisis histogram untuk menentukan banyaknya kumpulan data

(zonasi), banyaknya zonasi ditandai dengan banyaknya nilai modus pada

histogram tersebut.

27

4. Setelah banyaknya zonasi diketahui, maka lakukan pengelompokan data

untuk setiap FZI dan hitung nilainya.

5. Setiap kelompok kemudian dianalisi jenis fasiesnya, hal dilakukan dengan

menganalisis data batuan berupa slab dan thin section.

6. Dalam mengaplikasikan serta memvalidasi kebenaran dari korelasi yang

dimiliki untuk setiap fasies, maka data porositas dari data log harus di

transform kan dahulu terhadap data core, persamaan porositas transform

inilah yang kemudian akan digunakan pada sumur yang hanya memiliki

data porositas dari data log.

7. Setelah nilai porositas transform diperoleh maka dapat dihitung nilai

permeabilitas dari nilai FZI maupun persamaan permeabilitas konvensional

hasil dari re-plotting zonasi HFU.

8. Setelah keduanya menghasilkan nilai permeabilitas maka dilakukan plot

permeabilitas terhadap depth untuk k hasil dari FZI, re-plotting dan data

core sebagai validasi dari kebenaran perhitungan yang dilakukan.

3.2.3. Interpretasi dengan Software Interactive Petrophysic

Interactive Petrophysic (IP) merupakan suatu software yang berguna untuk

memudahkan pekerjaan dalam meng-interpratsikan pembacaan logging. User IP

dapat melakukan interpretasi seperti : Mineral Solver, penentuan lithologi batuan,

penentuan Vshale, penentuan porositas batuan, perhitungan Rw, perhtungan cutoff

batuan, analisa kualitas log, analisa multi zone, analisa multi well serta penentuan

saturasi air (Sw). Adapun prosedur dalam menggunakan IP, yaitu :

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 3.13

28

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

close

Gambar 3.13. Input Data Las (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

b. Input data ASCII

Klik Input/Output pada software IP.

Klik Load Data, pilih jenis data yaitu ASCII Load

Pilih data ASCII (Notepad) pada folder penyimpanan data

Sesuaikan pembacaan curve pada data core dalam bentuk

preview notepad dibawahnya (GDCore, permcore, phicore,

depth), klik load dan close Gambar 3.14.

29

Gambar 3.14 Input ASCII Data (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

c. Input data Header log:

Klik icon Manage Header Log Info

Input parameter pemboran seperti kedalaman total, ground

level elevation (GL), derrick floor elevation (DF), Koordinat

sumur, resistivity mud (Rm), temperatur Rm, resistivity mud

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

temperatur Rmc. Seperti pada Gambar 3.15.

Gambar 3.15 Input Data Header Log (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

d. Load Formation data

Klik Input/Output pada software IP.

Klik Load Data, pilih jenis data yaitu Load Zone Tops

30

Klik New Tops dan masukkan nama “Formation” pada Zone

Set Name Gambar 3.16

Buka data Zone Formation (Excel) dan copy ke IP Edit Zone

Tops, klik OK

Gambar 3.16 Load Formation Zone (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

e. Input gradient temperatur:

Klik Calculate, klik Temperature Gradient.

Input temperature permukaan (Ts), bottom hole temperatur

(BHT), kedalaman total seperti pada Gambar 3.17.

Gambar 3.17 Input Temperature Gradient (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

2. KOREKSI LINGKUNGAN LUBANG BOR :

31

Klik Calculation

Klik Enviromental Corrections

Pilih Vendor Tools (Schlumberger, Baker Atlas, Baker Huges,

Halliburton)

Koreksi setiap jenis log yang digunakan seperti pada Gambar 3.18

Gambar 3.18 Enviromental Corrections (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

3. PRINT OUT CHART KOMBINASI LOG :

Klik pada toolbar

Klik Program Default

Klik Triple Combo, seperti pada Gambar 3.19

32

Gambar 3.19 Print Out Chart Kombinasi Log (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

4. INTERPRETASI DATA :

a. Interpretasi kedalaman zona porous :

Klik kanan chart log pada track “depth”

Pilih Split Zone pada zona yang dianggap porous (top dan bottom)

seperti pada Gambar 3.20

Gambar 3.20 Split Porous Zone (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

b. Interpretasi Vshale :

33

Klik Interpretation pada software IP

Klik Clay Volume, pilih metode penentuan Vshale berdasarkan

jenis log seperti pada Gambar 3.21

Klik Run

Gambar 3.21 Interpretasi Vshale (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

c. Koreksi Sand dan Shale Baseline :

Pada setiap track chart log (GR, LLd, NPHI, RHOB) terdapat garis

merah (sand baseline) dan garis hijau (shale baseline)

Atur letak garis tersebut agar didapatkan nilai Sand Baseline dan

Shale Baselinenya Gambar 3.22.

Sand Baseline

ShaleBaseline

34

Gambar 3.22 Koreksi Sand dan Shale Baseline (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

d. Korelasi Antar Sumur (Korelasi Stratigrafi)

Adalah suatu operasi dimana satu titik dalam kolom stratigrafi

disambungkan dengan titik-titik yang lain pada kolom kolom

stratigrafi lainnya dengan pengertian bahwa titik tersebut berada pada

bidang perlapisan yang sama. Langkah dalam multi well correlation ini

yaitu :

Klik icon

Pilih jumlah well yang akan dikorelasikan

Pilih Marker Formation pada kolom Zone Set

Checklist kolom Fit, sehingga korelasi lapisan antar sumur dapat

diketahui seperti pada Gambar 3.23

Gambar 3.23 Korelasi Antar Sumur (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

e. Penentuan Resistivitas air (Rw)

35

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 3.24

Gambar 3.24 Picket Plot (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

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

Klik Interpretation

36

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 3.25.

plot hasil analisa dengan interactive petrophysic dapat dilihat pada

Gambar 3.26

Klik Ok

Gambar 3.25Interpretasi Porositas Dan Saturasi Air (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

37

Gambar 3.26 Contoh Hasil Interpretasi Dengan Software IP (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

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

pay zone dengan klik Interpretation – Cutoff and Summation kemudian

run, sehingga muncul tampilan seperti Gambar 3.27, hapus zona yang

tidak prospek.

Gambar 3.27Net Pay Zone (Senergy, “Manual Interactive Petrophysics)

3.3. METODE CUT-OFF RESERVOIR

38

Cut off reservoir didefinisikan sebagai suatu harga tertentu, dimana diatas

atau dibawah harga tersebut parameter reservoir tidak berlaku lagi untuk

dipertimbangkan. Penentuan cut off reservoir dilakukan dengan plot variabel-

variabelnya pada kertas kartesian sehingga didapatkan suatu trend garis lurus yang

mewakili semua data dan kemudian ditentukan cut off reservoir tersebut. Fungsi

cut off reservoir adalah untuk mengeliminir nilai-nilai parameter reservoir yang

dapat dianggap mempengaruhi potensi sebagai bagian reservoir yang produktif

dengan mempertimbangkan faktor ekonomi.

Cut off reservoir dapat ditentukan berdasarkan analisa data reservoir

dengan metode coring, well logging dan well testing. Sedangkan parameter

reservoir yang dapat ditentukan cut off-nya adalah :

1. Cut Off Porositas

2. Cut Off Saturasi air

3. Cut Off Vshale

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. 28.

39

Gambar 3.28Penentuan Cut-Off Porositas Batuan Dan Vshale (Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir)

Pada Gambar 3.29, 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.

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 3.29

Gambar 3.29Penentuan Cut-off Vshale Dan Por Batuan Dengan Laju Alir (Pedoman Study Geology)

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

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

fracrional flow, fractional flow dapat ditentukan dengan adanya data

40

permeabilitas relatif minyak (Krw) dan permeabilitas relatif air (Krw) persamaan

fraksi aliran sebagai berikut:

fw= 1

1+( μwμo

× krokrw )

....................................................................(3-33)

dan, contoh penentuan cut off saturasi air seperti pada Gambar 3.30

Gambar 3.30 Contoh Penentuan Cut-off Saturasi Air (Pedoman Study Geology Geofiska Dan Reservoir)

3.4. PENENTUAN ZONA INDIKASI HIDROKARBON

41

Zona indikasi hindikasi hidrokarbon diketahui dari defleksi tertentu dari

masing-masing jenis log. Untuk log Gamma Ray dapat diketahui dari defleksi

yang cenderung ke kiri (clean sand), untuk log resistivity dengan kedalaman

investigasi terjauh akan menunjukan defleksi ke kanan, dan log porosity (density

dan neutron) akan menunjukan defeleksi saling menyilang (cross over).

Sedangkan ntuk 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 HASIL PARAMETER PETROFISIK MANUAL

DAN IP

Perbandingan digunakan untuk menentukan persentase besarnya perbedaan

perhitungan antara manual dengan software interactive petrophysic.

Penentuan persentase hasil φ efektif dengan persamaan 3-30.

φe manual− φe software IPφe software IP

×100 %........................................... (3-34)

Penentuan persentase saturasi air dengan persamaan 3-31.

Sw manual− Sw software IPSw software IP

×100%......................................... (3-35)

Penentuan persentase cut-off Vshale dengan persamaan 3-32

Vshale manual− Vshale software IPVshale software IP

×100 %.............................(3-36)

42

3.6. ANALISA PERKIRAAN CADANGAN DENGAN METODE

VOLUMETRIK

Menurut SPE (1977) cadangan merupakan sejumlah minyak dan gas yang

diharapkan dapat diperoleh secara besar pada masa yang akan datang dari yang

sudah terakumulasi dan diketahui sebelumnya. Pada metode volumetric data-data

yang diperlukan untuk perkiraan cadangan antara lain adalah:

1. Data porositas (dari analisa log neutron-density dan log listrik).

2. Data log resistivity dan analisa core untuk mendapatkan data Sw.

3. Pembuatan peta isopach untuk mendapatkan luas area dan ketebalan

lapisan sehingga diperoleh besarnya volume bulk.

4. Data analisa fluida reservoir untuk memperoleh Bo dan Bg.

Original Oil In Place (OOIP) merupakan jumlah minyak mula-mula yang

menempati suatu reservoir. Data yang diperlukan untuk perkiraan cadangan secara

volumetric adalah bulk volume (Vb), porositas batuan (), saturasi air (Sw), dan

faktor volume formasi minyak pada kondisi mula-mula (Boi). Dalam bentuk

persamaan maka dapat ditunjukkan sebagai berikut :

OOIP = 7758Vb . Ф .(1−Sw)

Boi............................................................(3-37)