IV. METODOLOGI PENELITIAN
4.4. Tahapan Pengolahan
4.4.2. Interpretasi Parameter Petrofisika
Pada toolbar terdapat tiga tools utama yang digunakan dalam analisis petrofisika, yaitu Vclay, Porositas, dan Sw.
a. Clay Volume Analysis
Menampilkan log clay volume dengan memilih menu Interpretation - Clay Volume, sehingga akan tampil window Clay Volume Analysis. Kemudian
lakukan interpretasi clay volume dengan menentukan indikator data log yang dimasukkan. Interpretasi clay volume dapat dilakukan berdasarkan interpretasi dari salah satu jenis data rekaman (Single Clay Indicators) ataupun dapat menggunakan dua atau lebih data yang dijadikan referensi untuk melakukan interpretasi (Double Clay Indicators). Pada penelitian ini dilakukan interpretasi clay volume menggunakan konsep single clay indicators berdasarkan respon catatan kurva gamma ray di bawah permukaan.
Gambar 9. Clay Volume Analysis Window
49
Pada penentuannya clay line dan clean line dapat dirubah berdasarkan interpretasi user dengan menggeser garis merah (clean line) dan hijau (clay line).
Selain itu dalam proses interpretasi clay volume dilakukan pembatasan zona permeabel dan zona non permeabel dengan melakukan klik kanan pada Track 2 - Split Zone. Dalam mempermudah proses interpretasi dilakukan pula input zone,
yaitu zone coring berdasarkan data yang diperoleh. Input zone dilakukan dengan memilih menu Well – Manage Zone/tops – New Top. Hasil kalkulasi Volume Clay Gamma Ray pada track 4 akan menjadi titik acuan interpretasi porositas dan saturasi air.
Gambar 10. Zonasi dan output clay volume sumur X-5
Gambar 11. Zonasi dan output clay volume sumur X-6
b. Porosity and Water Saturation Analysis
Sebelum melakukan interpretasi porositas dan saturasi air dilakukan checklist pada menu interpretation “auto update porosity and water saturation”
51
sehingga hasil data interpretasi dan picking zone yang telah dilakukan pada interpretasi clay volume akan otomatis ter-update untuk melanjutkan ke interpretasi selanjutnya.
Interpretasi porositas dan saturasi air dilakukan dengan memilih menu Interpretation - Porosity and Water Saturation sehingga akan tampil jendela clay
volume analysis. Pada jendela clay volume analysis terdapat tiga sub-menu, yaitu input curves, output curves, dan plot option. Input curve berfungsi sebagai kontrol input data yang dibutuhkan untuk interpretasi. Dalam proses interpretasi dibutuhkan input parameter interpretasi berupa rekaman neutron log (TNPH log), density log (RHOZ log), photo-electron-foton log (PEFZ), true resistivity log (RT log), micro-resistivity log (RXOZ log), output clay volume gamma ray log (VCLGR log), dan temperature log (TEMP log). Selain itu, pada input curves dilakukan pemilihan model porositas diantaranya density model, neutron-sonic model, density model, neutron model, neutron-sonic model, atau pass through model. Tiap model porositas akan menghasilkan output porositas yang berbeda.
Pada penelitian ini akan dilakukan dengan memilih neutron-density model untuk interpretasi porositas pada sumur X-5 dan X-6.
Metode perhitungan saturasi air yang dibutuhkan merupakan salah satu faktor penting yang akan dipilih pada sub-menu default saturation equation.
Beberapa metode yang dapat dipilih diantaranya adalah Indonesian equation, modification of Indonesian equation, dual water equation, simandoux equation, modification of simandoux equation, archie equation, archie (phi total) equation, dan lain-lain.
Gambar 12. Porosity and water saturation input curves
Pada penelitian ini interpretasi saturasi air untuk kedua sumur dilakukan dengan memilih model perhitungan dari Indonesian equation. Selain itu dilakukan juga penentuan satuan dari temperatur log yang digunakan. Pada menu output curves terdapat set keluaran dari data yang telah dimasukkan pada input curve.
Pada menu ini hasil keluaran data dapat disesuaikan dengan keinginan user untuk menampilkan kurva yang dibutuhkan.
53
Gambar 13. Porosity and water saturation output curves
Menu plot option berfungsi untuk mengatur format plot interpretasi porositas dan saturasi air. Plot option dapat digunakan untuk mengatur batasan kurva resistivitas, porositas, dan salinitas. Selain itu, plot option juga dapat digunakan untuk memunculkan fungsi shading litologi dan zona hidrokarbon pada plot.
Gambar 14. Porosity and water saturation setup option
Setelah pengaturan input data, output data dan plot option dilakukan, plot akan ditampilkan dengan klik ok sehingga muncul dialog box PhiSw Initial Setup Options. Centang semua option untuk mengkorelasikan hasil interpretasi zona clay volume yang telah diinterpretasi sebelumnya kemudian klik ok. Plot analisis analisis porositas dan saturasi air akan muncul berdasarkan nilai default.
Gambar 15. Porosity and water saturation output plot sumur X-5
Gambar 16. Porosity and water saturation output plot sumur X-6
55
Plot porositas dan saturasi air yang muncul masih menggunakan default parameters sehingga hasil interpretasinya masih harus disesuaikan. Penyesuaian parameter dapat dilakukan dengan menggeser garis bantu tiap parameter dengan melihat pada perubahan kurva porositas, saturasi air, dan litologi pada track 10, track 11, dan track 12. Selain itu, perubahan nilai parameter dapat dilakukan dengan mengisi nilai parameter pada parameter box tiap zona, parameter box dapat ditampilkan dengan klik menu Interpretation – Porosity and Water Saturation Parameter.
Gambar 17. Input parameter porositas dan saturasi air
Jika sudah benar tampilkan parameter yang diperlukan saja seperti gamma ray, porosity, resistivity, saturation, dan lithology.
4.4.3. Analisis Tekanan Kapiler
a. Input Data
Interpretasi saturasi air berdasarkan analisis tekanan kapiler dimulai dengan memasukkan data tekanan kapiler yang diterima pada software interactive petrophysics. Input data dilakukan dengan menu Input/output – Load Data –
Capillary Pressure Data Loader. Data kapiler yang telah dimasukan didapatkan
dari hasil analisis lab pada tiap sampel batuan core. Data yang dimasukkan mewakili nilai tekanan kapiler pada sampel batuan ini, kedalaman batuan inti, permeabilitas batuan inti, porositas batuan inti, nilai saturasi air pada batuan inti yang dipengaruhi tekanan kapiler.
Gambar 18. Input data tekanan kapiler pada software Interactive Petrophysics
Input well dilakukan dengan memasukkan data laporan analisis core pada format excel yang diperoleh pada kolom-kolom data loader pada interactive petrophysics.
b. Pengolahan Data
Pada tahap pengolahan data atau permodelan tekanan kapiler terhadap saturasi dan ketinggian, data kapiler yang telah dimasukkan dilakukan penyesuaian kembali. Proses penyesuaian dilakukan dengan klik menu Advance Interpretation – Saturation Height Modeling (Capillary Pressure) – Capillary
57
Pressure Setup, sehingga akan muncul jendela Capillary Pressure Set-up and Correction.
Gambar 19. Set-up and Correction Capillary Data
Jendela Set-up and Correction tersebut memiliki 3 tab yang berupa, 1. Curve Set-up
2. Correction Parameters 3. Data View/edit
Curve set-up digunakan untuk mengatur masukan dan keluaran data yang terkait dalam analisis tekanan kapiler berupa sumur yang akan dilakukan analisis, input kurva tekanan kapiler (Pc), input kurva saturasi terhadap tekanan kapiler (SwPc), input porositas sumur, input permeabilitas sumur serta nama kurva output hasil koreksi.
Gambar 20. Input parameter-parameter koreksi data tekanan kapiler Correction parameters merupakan jendela untuk melakukan control parameter yang dibutuhkan dalam koreksi, beberapa tambahan dalam pengukuran lab dibutuhkan untuk melakukan koreksi. Data tersebut diantaranya jenis metode pengukuran yang digunakan pada laboratorium batuan inti, sudut kontak tegangan antar permukaan yang didapatkan pada pengukuran laboratorium, serta sudut kontak dan tegangan antar permukaan pada reservoar. pada Penelitian ini pengukuran di lab batuan inti digunakan dengan metode pengukuran high speed centrifuge method sehingga pada baris pengukuran dengan metode centrifuge diisi dengan nilai sudut kontak 0º dan tegangan antar permukaan 72 dynes/cm pada keadaan lab serta nilai sudut kontak 0º dan tegangan antar permukaan 35 dynes/cm pada keadaan reservoar. Koreksi yang dilakukan dengan melakukan koreksi tekanan dengan nilai faktor sebesar 0,486 dan juga dilakukan konversi tekanan kapiler keadaan lab menuju keadaan reservoar. Selain itu terdapat masukan nilai densitas air sebesar 0,42 psi/ft dan densitas hidrokarbon sebesar 0,1 psi/ft.
59
Gambar 21. Data view tekanan kapiler terkoreksi
Data view/edit digunakan untuk melihat kurva serta crossplot dari hasil koreksi data tekanan kapiler yang dilakukan sebelumnya. Pada tabel kiri kita dapat memilih opsi dari data yang akan ditampilkan pada tiap sumur. Data yang dilihat dapat berupa data sebelum koreksi (raw data), data setelah koreksi ataupun keduanya. Pada tabel kanan dapat dilakukan penyesuaian untuk data tiap plug yang ingin ditampilkan. Pada menu make crossplot kita dapat melihat hasil kurva tekanan kapiler – saturasi air terhadap pengaruh variabel lainnya. Selain itu dapat menampilkan kurva ketinggian – saturasi air terhadap pengaruh variabel lainnya.
Permodelan fungsi tekanan kapiler untuk data kapiler yang telah dikoreksi merupakan hal yang penting. Regresi dilakukan pada tiap data untuk mendapatkan fungsi yang cocok untuk tiap data. Proses permodelan fungsi tekanan kapiler dilakukan dengan klik Advance Interpretation – Saturation Height Modeling (Capillary Pressure) – Capillary Pressure Function. Sehingga akan muncul
jendela capillary pressure function, pada kolom type dipilih jenis regresi one function for all Pc curves dimana regresi dilakukan untuk mendapatkan satu fungsi yang mewakili semua kurva tekanan kapiler.
Gambar 22. Capillary pressure function’s window
Pada sub-menu equation akan dipilih metode perhitungan nilai saturasi air, yaitu Leverett J Function, Porosity & Pc (Function 1) dan Porosity & Pc (Function 2). Regresi akan dilakukan dengan klik opsi Run Regression. Kurva saturasi haisl regresi dapat ditampilkan dengan klik Output Regression Sw Curves, crossplot saturasi air hasil regresi dengan saturasi air yang terukur serta crossplot perbandingan nilai tekanan kapiler terhadap garis regresinya dapat ditampilkan dengan klik Crossplot Result.
61
4.6. Time Schedule
Di bawah ini merupakan tabel Time Schedule dari kegiatan Tugas Akhir yang dilakukan di LEMIGAS.
Tabel 5. Time schedule
No Kegiatan
Bulan ke-1 Minggu ke-
Bulan ke-2 Minggu ke- 1 2 3 4 1 2 3 4 1. Studi Pustaka
2. Pengambilan Data 3. Pengolahan Data 4. Interpretasi Data 5. Penyusunan Laporan
VI. KESIMPULAN
Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan dapat disimpulkan, sebagai berikut:
1. Teridentifikasi zona reservoar pada sumur X-5 berada pada zona 3 (3805,885 – 3826,154 meter), zona 4 (3826,154 – 3829,202 meter), zona 5 (3829,202 – 3864,559 meter), dan zona 6 (3864,559 – 3913,937 meter), sedangkan pada sumur X-6 berada pada zona 5 (3827,831 – 3842,766 meter) dan zona 9 (3857,854 – 3928,567 meter).
2. Hasil pengolahan data log menunjukkan nilai Vshale pada lapisan produktif sumur X-5 adalah 17,4% - 26,2% dan sumur X-6 adalah 5,86% - 7,04%, sedangkan nilai porositas efektif pada sumur X-5 adalah 4,21% - 10,3% dan sumur X-6 adalah 9,77% - 11,8%. Hasil dari saturasi air pada sumur X-5 antara 4% - 22%, sedangkan untuk sumur X-6 nilai saturasi air antara 26% - 50%.
3. Perbandingan saturasi air (hasil interpretasi log) terhadap saturasi air (hasil analisis core): Ø, K, Pc menunjukkan hubungan korelasi yang kuat dari hasil regresi dengan nilai korelasi sebesar 91,42% pada sumur X-5 dan sebesar 88%
pada sumur X-6. Nilai saturasi air hasil interpretasi dasar log pada saat proses validasi mendekati nilai saturasi yang terkoreksi oleh tekanan kapiler.
Amyx, J. W., Bass, D. M. & Whiting, R., 1960, Petroleum Reservoir Engineering, New York: Mc Graw Hill.
Asquith, George B., 1982, Basic Well Log Analysis for Geologists, Tulsa, Oklahoma: AAPG, Methods in Exploration Series.
Chapman, 1976, Petroleum Geology a Concise Study, Amsterdam: Elsevier Scientific Publishing Company.
Charlton, T.R., 2004, The petroleum potential of inversion anticlines in the Banda Arc, AAPG Bulletin 88, 565-586.
Cole, F., 1983, Reservoir Engineering Manual, Texas: Gulf Publishing Company.
Dewanto, Ordas., 2009, Buku Ajar Well Logging, Lampung: Universitas Lampung.
Dewanto, Ordas., 2016, Petrofisika Lab, Lampung: Universitas Lampung.
Dwiyono, I.F., dan Winardi, S., 2014, Kompilasi Metode Water Saturation dalam Evaluasi Formasi, Prosiding Seminar Nasional Kebumian ke-7, Universitas Gajah Mada, Oktober 2014, M2P-03.
Ellis, D.V., dan Singer, J.M., 2008, Well Logging for Earth Scientist 2nd Edition, Springer: Netherlands.
Engler, 2003, Fluid Flow in Porous Media - Notes of Class Petroleum Engineering 524.
Gatlin, C., 1960, Petroleum Engineering – Drilling and Well Completions, Englewood Cliffs, NJ: Prentice-Hall Book Co.
Harsono, A., 1997, Pengantar Evaluasi Log, Schlumberger Data Services, Jakarta: Schlumberger Oilfield Service.
Judson, S., Kauffman, M. E & Leet, L. D., 1987, Physical Geology, 7th Ed, New
Jersey: Practice-Hall, Inc..
Koesoemadinata, R., 1978, Geologi Minyak dan Gas Bumi, Bandung: ITB.
Leverett, M., 1939, Flow of All-Water Mixture Through Unconsolidated Sands, AIME, Volume 135.
Leverret, M., 1941, Capillary Behaviours in Porous Solids, AIME, Volume 142.
Loverson, A. I., 1954, Geology of Petroleum, San Fransisco: W.H Freeman &
Company.
Purcell, W., 1949, Capillary Pressure – Their Measurement Using Mercury &
The Calculation of Permeability Therefrom, AIME, Volume 186.
Pettijohn, F., 1957, Sand and Sandstone, Springer VerlagSchlumberger, 1989, Log Interpretation Principles/Application, Schlumberger Educational Services, USA.
Schlumberger, 1972, The Essentials of Log Interpretation Practice, Service Techniques Schlumberger, France.
Sherrif, 1990, Applied Geophysics, Second Edition, New York: Cambridge University Press.
Sukardi dan Sutrisno., 1989, Peta Geologi Lembar Kepulauan Tanimbar, Maluku., skala 1: 250.000, Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, Bandung.
Triwibowo, B., 2010, Cut-off Porositas, Volume Shale, dan Saturasi Air untuk Perhitungan Netpay Sumur O Lapangan C Cekungan Sumatra Selatan, UPN, Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010.
Washburn, E., 1921, Method of Determining The Distribution of Pore Size in Porous Materials, National Academy of Science, Volume 7.
Wiltgen, N. A., Calvez, J. L. & Owen, K., 2003, Methods of Saturation Modelling using Capillary Pressure Averaging and Pseudos, s.l., SPWLA Symposium.
Zisman, W. A., 1964, Relation of the Equilibrium Contact Angle to Liquid and Solid Constitution, in Contact Angle, Wettability and Adhesion, ACS, Washington D.C.