2. Alat Induksi Terfokuskan Speris (Spherically Focused Induction Tool) Sonde terdiri dari dua set kumparan disusun dalam batangan fiberglass
4.5 Interpretasi Formasi Bersih
b. Profil Annulus
Model ini menggambarkan adanya invasi fluida secara temporer dan akan menghilang seiring waktu. Profil annulus menggambarkan distribusi fluida di
flushed zone dan zona tak terganggu. Profil ini hanya ada ketika hidrokarbon
terdapat dalam formasi.
Pada flushed zone, pori-pori batuan terisi oleh filtrat lumpur dan hidrokarbon residual. Bacaan nilai resistivitas zona ini menjadi tinggi. Pada zona transisi pori-pori diisi oleh filtrat lumpur, air formasi, dan hidrokarbon residual. Zona ini disebut juga dengan zona annulus. Bacaan resistivitas pada zona ini menjadi lebih rendah daripada flushed zone. Pada zona tak terinvasi, pori-pori diisi oleh air formasi dan hidrokarbon. Bacaan nilai resistivitas pada zona ini menjadi lebih tinggi daripada zona transisi atau zona annulus (Gambar 4.11).
Gambar 4.11 Model Resistivitas Profil Annulus (Asquith dan Kyrgowski, 2006).
4.5 Interpretasi Formasi Bersih
Formasi pasir bersih adalah batuan sedimen yang tidak mengandung mineral lempung. Meskipun pada batupasir masih memiliki matriks berupa butiran pasir yang lebih halus, tetapi kondisi ini dikategorikan sebagai formasi bersih.
43 Tujuan dari interpretasi formasi bersih adalah untuk menentukan zona-zona permeabel, lapisan yang mengandung hidrokarbon, menentukan nilai porositas, permeabilitas, ketebalan lapisan efektif, saturasi air, dan saturasi hidrokarbon.
Sebelum dilakukan interpretasi kuantitatif terlebih dulu dilakukan interpretasi kualitatif untuk menentukan zona batuan yang berpotensi menjadi reservoir. Pada interpretasi kualitatif, parameter yang dievaluasi diantaranya:
a. Zona Batuan Reservoir
Batuan reservoir yang bersifat porous dapat dibedakan dari zona batuan impermeabel melalui pengamatan bentuk-bentuk kurva log. Kenampakan kurva log tersebut antara lain sebagai berikut:
Tabel 4.1 Karakteristik Kurva Log pada Batuan Reservoir dan Batuan Impermeabel
No Batuan Reservoir Batuan Impermeabel 1 Nilai log GR rendah Nilai log GR tinggi 2 Terdapat separasi positif kurva
log Densitas dengan Neutron
Separasi negatif kurva log Densitas dengan Neutron 3 Terbentuk kerak lumpur pada
flushed zone
Tidak terbentuk kerak lumpur pada flushed zone 4 Nilai kurva log SP menjauhi
shale baseline
Kurva log SP stabil pada
shale baseline
5 Terdapat separasi positif kurva
microlog
Separasi negatif pada kurva
microlog
b. Jenis Litologi
Jenis litologi dapat ditentukan dari kenampakan log tanpa melakuan perhitungan. Adapun kenampakan log dari beberapa jenis litologi yang umum dijumpai antara lain sebagai berikut:
1. Batupasir
Nilai nilai log GR rendah
Terdapat separasi positif pada kurva resistivitas mikro
44 2. Batugamping
Nilai log GR rendah
Nilai porositas tinggi dibandingkan batupasir
Terdapat separasi positif antara kurva porositas apabila batugamping bersifat porous dan separasi negatif apabila batugamping tidak
porous.
Kurva log neutron berhimpit dengan kurva log densitas
Lubang bor kadang-kadang membesar dilihat dari kurva log caliper
c. Jenis fluida formasi
Untuk menentukan jenis fluida yang mengisi batuan dapat dilakukan dengan mengamati log resistivitas dan log porositas. Zona hidrokarbon dicirikan oleh adanya separasi antara nilai resistivitas flushed zone dan nilai resistivitas formasi sebenarnya. Separasi dapat bernilai positif atau negatif bergantung dari jenis filtrat lumpur yang digunakan dalam pengeboran. Nilai perbandingan resistivitas flushed zone dan resistivitas formasi sesungguhnya akan bernilai maksimum atau sama dengan nilai perbandingan resistivitas filtrat lumpur dan resistivitas air di dalam zona air. Nilai perbandingan resistivitas flushed zone dan resistivitas formasi yang lebih rendah menunjukkan adanya hidrokarbon pada formasi.
Untuk membedakan antara minyak atau gas pada suatu reservoir dapat menggunakan log porositas densitas dan log neutron. Zona gas memiliki separasi positif antara log porositas dan log neutron yang besar. Porositas neutron zona gas sangat rendah dan porositas densitasnya juga rendah sehingga terbentuk separasi. Untuk zona minyak separasi antara kedua log ini lebih sempit. Pada zona shale kedua log ini berhimpit dimana nilai porositas neutron lebih tinggi daripada nilai porositas densitas.
45 d. Mobilitas Hidrokarbon
Mobilitas hidrokarbon dapat ditentukan secara kualitatif dengan menggunakan log yang ditumpang tindih (overlay). Profil dari resistivitas
flushed zone dengan zona tidak terganggu dapat dijadikan sebagai indikasi
mobilitas hidrokarbon. Hidrokarbon yang bergerak (moveable hydrocarbon) akan ditunjukan dengan adanya separasi antara resistivitas formasi yang sebenarnya dengan resistivitas formasi pada flushed zone. Dalam zona tidak terganggu nilai resistivitas bernilai lebih tinggi daripada nilai resistivitas
flushed zone. Dalam zona hidrokarbon yang tidak bergerak ditunjukan oleh
resistivitas formasi yang hampir sama dengan resistivitas flushed zone.
Dalam melakukan interpretasi kuantitatif parameter yang harus diperhitungkan antara lain:
1. Litologi
Interpretasi kuantitatif litologi yang dicatat dalam kurva log dapat menggunakan 3 (tiga) log porositas (log densitas, sonik, dan log neutron). Digunakan 2 (dua) metode yang banyak dikenal yaitu:
a. Plot M-N
Metode ini menggunakan ketiga log porositas. Pada metode ini ketiga log tadi digunakan untuk menghitung nilai M dan N yang berguna dalam menentukan matrik dan formasi. Nilai variabel ini dihitung denga persamaan Schlumberger, 1972 yaitu: M = ∆tf - ∆t ρb - ρf
x 0.01
…….………. (4.4) N = 𝜙𝑁𝑓- 𝜙𝑁 ρb- ρf Keterangan:∆tf = interval travel time fluida
∆t = interval travel time fluida dari log sonik ρb = bulk density dibaca dari log densitas
46 ΦNf = porositas neutron fluida
ΦN = porositas neutron yang dibaca dari log neutron b. Plot M-D
Plot ini juga menggunakan ketiga log porositas untuk mengidentifikasi jenis litologi dari matriks batuan dan porositas sekunder. Pada metode ini M adalah nilai matrik yang menggambarkan litologi.
Langkah pertama yaitu melakukan perhitungan nilai apparent matrix density (ρmaa) dan apparent matrix traveltime (∆tmaa). Ketiga nilai tadi dihitung dengan menggunakan log neutron, log densitas, dan log sonik menggunakan rumus berikut: ρmaa =𝜌𝑏−(𝜙𝑁𝐷 𝑋 𝜌𝑓𝑙) 1− 𝜙𝑁𝐷 …….………. (4.5) ∆tmaa=∆t - (𝜙𝑆𝑁 𝑋 ∆𝑡𝑓𝑙) 1−𝜙𝑆𝑁 Keterangan:
ρmaa = apparent matrix density (g/cm3)
ρb = densitas batuan dibaca dari log densitas (g/cm3) 𝜙𝑁𝐷 = porositas plot neutron-density
𝜌𝑓𝑙 = densitas fluida (g/cm3)
∆tmaa =apparent matrix interval travel time (μsec/ft atau μsec/m)
∆t = interval travel time dibaca dari log sonik (μsec/ft atau μsec/m) ф𝑆𝑁 = porositas plot sonik-neutron
∆𝑡𝑓𝑙 = interval travel time fluida (μsec/ft atau μsec/m)
Pada tabel 4.2 nilai umum dari ρmaa dan ∆tmaa dapat digunakan untuk identifikasi litologi.
Tabel 4.2 Nilai Umum ρmaa dan ∆tmaa dari beberapa jenis litologi (Asquith dan Kyrgowski, 2006).
Litologi ρmaa ∆tmaa
Batupasir 2.65 55.5
Batugamping 2.71 47.5
Dolomit 2.87 43.5
Anhidrit 2.98 50.0
47 2. Resistivitas Air Formasi
Resisitivitas atau resistivitas air formasi merupakan resistivitas air yang terdapat dalam formasi batuan sebelum ditembus oleh pengeboran. Air formasi ini sering berupa air fossil (connate water).
Resistivitas air formasi ini dapat ditentukan nilainya menggunakan beberapa metode yaitu:
a. Metode Rwa (apparent water resistivity)
Dalam suatu zona air bersih (clean water formation) berlaku rumus: Ro = F x Rw F= a/ Φm Rw=Ro X Φm a Rwa = Rt X Φm a …….………. (4.6) Keterangan:
Ro = resistivitas jenuh air F = faktor formasi a = faktor turtuosity Φ = porositas
m = faktor sementasi Rw = resistivitas air
Rwa = apparent water resistivity
Pada zona yang mengandung air Ro=Rt dan nilai Rw=Rwa. Dalam zona hidrokarbon nilai Rt > Ro dan Rwa > Rw.
b. Rw dari test produksi
Nilai Rw ditentukan dengan cara mengukur langsung resistivitas air formasi c. Rw dari nilai yang sudah diketahui
Pada metode ini, nilai Rw ditentukan dengan cara melihat nilai resistivitas air formasi dari sumur yang berdekatan letaknya dan sudah diketahui nilai resistivitas air formasinya.
d. Resistivitas Filtrat Lumpur
Pada metode ini, resistivitas filtrat lumpur digunakan untuk mencari resistivitas air yang sebenarnya dengan rumus tersendiri.
48 Rw = R𝑚𝑓 𝑋 R𝑡
R𝑥𝑜 …….………. (4.7)
Keterangan:
Rw = resistivitas air formasi Rmf = resistivitas filtrat lumpur Rt = resistivitas dalam formasi Rxo = resistivitas flushed zone e. Resistivitas Formasi
Resistivitas formasi diukur pada uninvaded zone yang letaknya cukup jauh dari lubang bor sehingga tidak terpengaruh oleh invasi lumpur pengeboran. Pada metode ini, nilai Rt atau resistivitas formasi digunakan untuk mencari nilai Rw. Nilai Rt dapat langsung dibaca pada log deep resistivity (LLD atau ILD). 3. Porositas
Porositas dapat dicari dengan 3 (tiga) log porositas utama yaitu log neutron, log densitas, dan log sonik. Metode perhitungan porositas dari ketiga log tadi yaitu sebagai berikut:
a. Porositas densitas
Untuk formasi bersih dapat digunakan persamaan: ΦD = ρma- ρb
pb- ρf …….………. (4.8)
Keterangan:
ρma= densitas matrik batuan
ρb = bulk density (dibaca dari log densitas)
ρf = densitas fluida (1 untuk fresh water mud dan 1,1 untuk salt mud)
Tabel 4.3 Densitas matriks batuan yang umum digunakan untuk analisis petrofisika.
b. Porositas Neutron
Untuk formasi bersih nilai porositas dapat dibaca langsung dari log neutron
Litologi ρma
Batupasir 2,648
Batugamping 2,710
Dolomit 2,876
49 c. Porositas Sonik
Untuk formasi bersih, porositas sonik dapat dihitung menggunakan persamaan Willey dan Hunt-Raymer
ΦS = ∆t- ∆tma ∆tf- ∆tmaX 1 Bcp
(Wiley, 1986)
…….………. (4.9) ΦS = ∆t- ∆tma ∆tfx
5 8(Hunt-Raymer, 1986) …….………. (4.10)
Keterangan: ΦS = porositas sonik∆
t=
interval travel time yang terekam pada log sonik∆tma
=
interval travel time gelombang sonik pada matriks batuan∆tf
=
interval travel time gelombang sonik pada fluidaBcp = koreksi kompaksi
Tabel 4.4 Nilai Vma dan ∆tma pada berbagai litologi
Litologi Vma (ft/sec) ∆tma (µs/sec) ∆tma Batupasir 18000-19500 51-55,5 55,5 Batugamping 21000-23000 43,5-47,6 47,6 Dolomit 23000-26000 38,5-43,5 43,5
Anhidrit 20000 50 50
4. Kejenuhan Air
Seperti yang telah dikemukakan sebelumnya bahwa kejenuhan air adalah volume pori-pori yang terisi oleh air dari volume pori-pori total. Kejenuhan air (Sw) dapat dihitung dengan menggunakan beberapa metode.
Untuk formasi bersih berlaku persamaan Archie Sw= √𝑎⁄𝑚XRt Rw ⁄ 𝑛 …….………. (4.11) Keterangan: Sw = saturasi air Sh = saturasi hidrokarbon
Rt = resistivitas dalam formasi kandung air Rw = resistivitas air formasi
50 m = faktor sementasi
Φ = porositas