6.1 Umum
Banyak parameter yang bisa diukur dengan peralatan yang ada di lab batu inti oleh tenaga-tenaga profesional yang berpengalaman di Lemigas, tapi hanya dua parameter, yaitu porositas dan permeabilitas yang disampaikan, bukan berarti yang lain tidak penting.
Banyak manfaat batu inti yang perlu diketahui dan dicoba dibahas dengan keterbatasan kemampuan yang ada.
6.2 Pengukuran Batu Inti 6.2.1 Porositas
Walaupun pengertian porositas sangat sederhana dan mudah dimengerti, tetapi penetapan harganya harus dilakukan dengan teliti, karena parameter ini termasuk salah satu faktor yang ada dalam rumus untuk menentukan volume minyak di tempat (oil in place) pada suatu lapangan tertentu. Porositas dinyatakan sebagai perbandingan antara volume ruang kosong dengan volume seluruh (bulk volume) material. Dalam reservoar hidrokarbon, ruang kosong ini merupakan tempat akumulasi dan penyimpanan air, minyak dan gas. Porosit as lazimnya dinyatakan dalam persentase volume suatu material, misalnya volume kosong dibagi volume seluruh material, dikalikan 100.
Sementara itu, porositas efektif dinyatakan sebagai perbandingan volume kosong yang saling berhubungan terhadap seluruh volume material. Sedangkan porositas total adalah perbandingan volume semua ruang kosong dengan volume seluruh material, tidak perduli ruang kosong tersebut saling berhubungan atau tidak.
Porositas pada satuan pasir, yang merupakan salah satu batuan reservoar, bervariasi sesuai dengan distribusi ukuran butiran dan bentuk butiran, peng-gabungannya, penyemenannya, dan/atau kandungan lempungnya.
Untuk menentukan porositas conto batu inti, dua dari tiga faktor harus ditentukan, yaitu volume seluruhnya, volume kosong, dan volume butiran. Volume seluruh materi ditentukan dengan cara mengukur cairan yang dipindahkan oleh conto batu inti yang ditengge\amkan ke dalam cairan tersebut. Ada cara lain menentukan volume materi yaitu dengan menjumlahkan volume
pori yang dihitung dengan volume butiran yang diukur atau dihitung. Jenis analisis rutin batu inti
- Konvensional, jenis analisis batu inti, adalah metode untuk interval formasi yang relatif seragam dengan mengambil tiga sampai empat inci conto dari interval satu kaki.
40 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi - Analisis seluruh batu inti, suatu metode dengan seluruh batu inti dari interval
yang dievaluasi digunakan seluruhnya dalam analisis. Metode ini biasanya digunakan untuk menganalisis formasi yang tidak seragam.
- Analisis batu inti diameter penuh, adalah metode analisis pada batu inti yang berdiameter penuh yang diambil dari sumur untuk dianalisis, tetapi tidak perlu seluruh panjang interval batu inti akan digunakan.
Dikenal ada tujuh metode uji porositas, yaitu:
1. Penjumlahan fluida; pori-pori batu inti yang masih segar diisi dengan gas, air, kadang-kadang minyak. Kandungan gas ditentukan dengan injeksi air raksa (merkuri) atau air ke dalam conto batu inti yang segar. Kandungan air dan minyak ditentukan dengan cara distilasi dari conto batu inti tersebut . Volume pori ditentukan dari jumlah kandungan fluida.
2. Hukum Boyle; penentuan volume butiran, volume butiran conto yang diekstraksi dan dikeringkan ditentukan dengan penerapan hukum Boyle atas data tekanan yang diukur dengan menekan gas ke dalam suatu sel yang ada conto batu intinya, seperti terlihat pada Gambar 6.1, volume butiran ditentukan dengan mengurangi volume butiran dari volume seluruh materi.
3. Hukum Boyle; penentuan volume pori, conto yang menempati seluruh volume sel, meninggalkan volume pori conto sebagai satu-satunya volume gas yang ada dalam conto, yang memungkinkan menentukan volume pori secara langsung (Gambar 6.2)
4. Metode Washburn-Bunting; gas dari pori-pori conto yang diekstraksi dan dikeringkan, diekstraksi melalui penyedot. Gas yang berada di dalam pipet, yang sudah dikalibrasi volumenya, diukur pada tekanan atmosfir. Ini dilakukan beberapa kali untuk mengeluarkan semua gas yang berada di dalam conto. Jumlah seluruh volume gas yang dikeluarkan adalah volume pori conto (Gambar 6.3)
Gambar 6.1
Penentuan volume butiran dengan porosimeter hukum Boyle (Core Lab , 1975)
41 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
5. Saturasi kembali; volume pori dari conto yang diekstraksi dan dikeringkan ditentukan secara gravimetri, mensaturasi kembali dengan cairan, apakah larutan garam, atau hidrokarbon yang telah diketahui densitasnya. Conto diambil dahulu sebelum ditenggelamkan ke dalam cairan jenuh. Diperlukan tekanan tinggi untuk menjenuhkan cairan ke dalam conto.
6. Metode Russel; densitas butiran, conto kering ditimbang. Ukuran butiran conto diperkecil dengan menggerusnya. Berat butiran ditimbang dan volume butiran diukur dengan pendesakan cairan atau alat hukum Boyle.
Gambar 6.2
Penentuan vol ume pori dengan porosimeter hukum Boyle (Core Lab , 1975)
Gambar 6.3
Porosimeter Washburn Bunting (Core Lab , 1975)
42 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi Densitas butiran digunakan dengan menimbang berat kering conto untuk menentukan volume butiran conto. Volume pori conto diperoleh dari perbedaan volume materi dan volume butiran. Teknik ini dianggap cara terbaik untuk menentukan porositas total.
7. Pengukuran porositas; conto dinding sumur, contonya dianalisa seperti pada conto konvensional, peralatan yang digunakan diperkecil untuk mendapatkan ketelitian yang baik. Porositas ditentukan dengan metode penjumlahan fluida.
6.2.2 Permeabilitas
1. Walaupun juga terkesan sederhana, namun permeabilitas memegang peranan dalam menentukan laju aliran suatu fluida dalam media berpori, karena merupakan salah satu faktor dalam rumus Darcy. Permeabilitas dapat diartikan sebagai kemampuan material berpori dilewati fluida. Dengan kata lain, laju minyak atau gas yang diproduksi pada penurunan tekanan tertentu sebanding dengan permeabilitas. Satuan permeabilitas yang umum digunakan adalah milidarcy, satu satuan seperseribu darcy. Darcy didefinisikan sebagai permeabilitas yang memungkinkan fluida viskositas satu centipoise mengalir dengan kecepatan linier satu sentimeter per detik pada gradien tekanan satu atmosfir setiap sentimeter.
Gambar 6.4
Penampang balok media berpori (Core Lab , 1975)
Laju aliranfluida ditentukan dengan menggunakan rumus
Q = (K∆P A)/μ L (6.1)
di mana
∆P = penurunan tekanan, atmosfir A = luas penampang, cm2
43 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
L = panjang, cm
K = permeabilitas, darcy
Jadi, permeabilitas merupakan fungsi ukuran dan bentuk saluran pori batuan. Pasir berbutir kasar dan bersih mempunyai permeabilitas tinggi, sebaliknya yang berbutir halus permeabilitasnya rendah.
Gas mengalir berbeda dengan aliran cairan, sehingga permeabilitas udara berbeda sedikit dengan permeabilitas cairan. Molekul gas mengalir pada laju yang seragam melalui pori yang kecil. Sementara molekul cairan tidak demikian. Molekul cairan yang berada dekat dinding pori selalu dalam keadaan diam. Kecepatan molekulnya bertambah pada pusat pori. Kinerja aliran yang demikian disebut sebagai efek Klinkenberg.
Koreksi rata-rata Klinkenberg diterapkan pada permeabilitas udara yang diukur dan untuk mengkonversikannya ada faktor ekivalensinya. Koreksi rata-rata berkisar antara sekitar 1% pada formasi yang sangat permeabel sampai 70% pada formasi permeabilitas rendah. Hukum Darcy mengganggap bahwa:
- Tidak ada reaksi antara fluida yang mengalir dengan batuan - Hanya ada satu fluida
Bila ada reaksi antara fluida dan batuan, maka permeabilitasnya akan berkurang. Bila lebih dari satu fluida yang mengalir, maka kedua fluida akan saling mempengaruhi, sehingga permeabilitasnya berkurang pada setiap fasanya.
Reaksi yang paling umum antarafluida reservoar dengan batuan reservoar adalah mengembangnya jenis lempung tertentu, bila bersentuhan dengan air. Semakin segar airnya semakin besar mengembangnya. Pengaruh salinitas air juga berpengaruh pada permeabilitas udara di berbagai kandungan lempung.
- Permeabilitas spesifik, bila hanya ada satu fluida saja.
- Permeabilitas efektif, bila hadir fluida kedua yang mempengaruhi fluida pertama, menimbulkan permeabilitas pada masing-masing fasa
- Permeabilitas relatif = permeabilitas efektif dibagi permeabilitas spesifik. Di dalam reservoar minyak sering dijumpai dua fluida atau lebih, yaitu gas, minyak, dan air, atau ketiganya.
- Proses pendorongan minyak oleh air berbeda dengan pendorongan minyak oleh gas. Perbedaan utama dari keduanya adalah sifat kemampuan membasahi fluidanya. Air selalu membasahi batuan, sedangkan gas sama sekali tidak demikian. Perbedaan ini tercermin dari sifat permeabilitas relatif batuan dengan fluida berbeda.
a. Pendesakan minyak oleh gas
Pendesakan minyak oleh air yang merupakan suatu fase yang membasahi mengalir merambah hampir seluruh pori dalam batuan. Sewaktu gas
44 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi masuk ke dalam reservoar akan terbentuk saluran menerus melalui pori terbesar. Dan sewaktu tenaga dorong gas ini berlanjut berhasil menembus saluran yang lebih kecil akan bergabung membentuk saluran menerus yang lain. Aliran minyak turun drastis sejalan dengan meningkatnya aliran gas. Sejumlah besar minyak akan tersisa dalam ruang berpori pada batas ekonomis produksi.
b. Minyak tersisa setelah penyapuan muncul sebagai butir-butir yang terjebak, dikenal sebagai minyak tersisa.
Pengukuran Permeabilitas Udara Metode permeameter
Untuk menentukan permeabilitas udara, conto batu inti perlu diukur dulu panjang dan luas penampang batu inti, perbedaan tekanan sepanjang conto, dan laju aliran udara yang melewati conto tersebut. Viskositas udara pada temperatur pengujian sudah tersedia dalam buku acuan. Alat untuk pengujian tersebut terdiri dari tabung batu inti (core holder ), pencatat tekanan (pressure gauge), dan meter aliran yang sudah dikalibrasi (orifice), seperti terlihat dalam Gambar 6.5
Permeabilitas dihitung dengan rumus Darcy:
Kudara= (2000 - Pa.μ.Qa.L)/(P12 - P22).A = (C.Qa.L)/A, (6.2) di mana
C = (2000 - P
a.μ)/(P12 - P22) K = permeabiltas, milidarcy
Qa= laju aliran udara ml/det pada tekanan armosfir Gambar 6.5
45 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
μ = viskositas udara, sentipoise L = panjang conto, sentimeter
A = luas penampang melintang conto, sentimeter persegi P1 = tekanan hulu, atmosfir
P2 = tekanan hilir, atmosfir Pa = tekanan atmosfir, atmosfir
Penentuan permeabilitas batu inti utuh sama pentingnya dengan uji plug konvensional. Perbedaannya hanya pada teknik pemegang batu intinya (core holder ) yang umum digunakan adalah dari jenis Hassler seperti pada Gambar 6.6.
Perbandingan hasil permeabilitas conto batu inti diameter penuh dengan ukuran konvensional menunjukkan bahwa permeabilitasnya berbeda, bila c onto batuannya terekah. Dalam teknik batu inti diameter penuh pengukuran kapasitas aliran tidak saja di dalam rekahan, tetapi juga di dalam matriks, sehingga harga permeabilitasnya lebih tinggi. Tetapi harga keduanya hampir mendekati pada conto batu inti yang seragam dan tidak ada rekahan.
Gambar 6.6
46 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi Teknik lain pengukuran permeabilitas, yaitu pengukuran permeabilitas radial yang dilakukan dalam analisis batu inti diameter penuh, yang kalau dilakukan dengan benar, memberikan hasil yang baik. Teknik ini mengurangi panjang aliran dan mengurangi panjang conto yang akan dianalisa, dianggap bisa mengalahkan maksud analisis batu inti diameter penuh. Yang sulit adalah membor pusat conto yang biasanya menimbulkan pecah dan merusak conto aslinya.
Uji keadaan tidak tetap dua fase untuk menentukan harga permeabilitas udara atau permeabilitas spesifik sangat sulit dilaksanakan dan sangat rumit untuk mendapatkan data yang bisa digunakan.
Pengukuran permeabilitas batu inti dinding sumur memberikan hasil yang sangat tinggi pada batuan keras dengan permeabilitas kurang dari 20 milidarcy. Ini disebabkan oleh adanya rekahan dan pemadatan conto oleh dampak tembakan peluru perforasi. Conto dari dinding sumur pasir padat dengan permeabilitas lebih tinggi, sekitar 20 milidarcy, memberikan permeabilitas terukur jauh lebih rendah. Ini disebabkan penyumbatan jalur aliran di pori oleh padatan lumpur yang menyebabkan distorsi jalur aliran.
Permeabilitas empiris batu int i dinding sumur
Faktor-faktor yang mengontrol permeabilitas pasir adalah ukuran butiran, derajat pemilihan, densitas conto yang jenuh, dan porositas. Densitas dan porositas ditentukan melalui analisis rutin conto dinding sumur, sedangkan ukuran butiran dan pemilihannya dapat dilakukan dengan menggunakan analisis saringan. Untuk menentukan permeabilitasnya kedua faktor dapat ditentukan dengan membandingkan terhadap conto yang baku. Data tersebut dapat digunakan untuk menentukan permeabilitas dari hubungan empiris.
Keuntungan permeabilitas yang ditentukan secara empiris tersebut adalah diperoleh data yang lebih realistis, karena interpertasinya didasarkan pada seluruh ukuran conto untuk mengukur porositas dan saturasi yang lebih teliti. Ai r purwa (connate water )
Air selalu ada dalam semua reservoar yang memproduksi minyak atau gas. Air yang disebut sebagai air purwa ini menyelimuti butiran-butiran, menempati pori terkecil dan pojok dan pinggiran pori-pori yang lebih besar sesuai dengan gaya tarik hidrostatis. Hidrokarbon juga berada di tengah-tengah pori yang lebih besar.
Besarnya saturasi air tergantung distribusi ukuran pori pada ketinggian di atas permukaan air. Pasir berbutir kasar dan karbonat dengan rongga yang besar mempunyai kandungan air purwa kecil, sedangkan pasir berbutir halus air purwanya lebih besar. Saturasi air menurun dengan naiknya ketinggian di atas permukaan air.
47 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Tekanan kapiler
Besarnya saturasi air dalam reservoar pada ketinggian tertentu dikontrol oleh struktur pori batuan, densitasfluida, dan karakter energi permukaan. Efek struktur pori tersebut ditentukan di laboratorium dalam bentuk kurva-kurva tekanan kapiler. Kurva tersebut diperoleh salah satu dari empat metode berikut: keadaan direstorasi kembali; injeksi air raksa; sentrifus; dan penguapan. Pada penerapan data yang diperoleh dari lab adalah untuk menghitung kandungan air dalam reservoar, sedangkan efek dari kedua faktor yang lain harus dihitung. Rumus yang digunakan adalah:
P
c = H.(d w – d
o)/144 x (αL.cosФL)/(αR.cosФR), (6.3) di mana
Pc = tekanan kapiler, psi H = ketinggian, kaki
dw = densitas air, pon/kaki3
α = tegangan antarmuka, dyne/cm Ф = sudut kontak, derajat
sedangkan L dan R masing-masing menyatakan lab dan reservoar.
Interpertasi data tekanan kapiler berpengaruh pada saturasi air dan posisi struktural.
6.3 Manfaat Batu Inti
Untuk mendapatkan data batu inti, ternyata diperlukan proses yang pan- jang. Ini mencakup antara lain: proses pengambilan batu inti; penggunaan data analisis batu inti; perhitungan statistik analisis batu inti; dan penerapan analisis batu inti.
6.3.1 Proses Pengambilan Batu Inti 6.3.1.1 Metode dan j enis batu int i a. Batu in ti k onvensional
Mata bor bisa berbentuk ekor ikan untuk formasi lunak, mata bor kerucut berputar untuk formasi lebih keras, dan mata bor berlian untuk formasi paling keras.
Selongsong baja berisi penangkap batuan ada beberapa jenis, sementara itu selongsong tersebut tetap diam selama pengambilan batu inti.
Keuntungan proses ini adalah dapat memperoleh batu inti dengan diameter terbesar, batu inti yang panjang tidak terputus (sampai 60 kaki), dan perolehan batu intinya yang terbaik.
Kerugiannya tentu saja biaya yang tinggi, terutama mata bor berlian. Dengan menggunakan pipa pemboran dua kali untuk memperoleh batu inti
48 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi mungkin akan menjadi jenis paling mahal untuk mendapatkan batu inti, tetapi masih tetap relatif murah dibandingkan membor formasi yang sangat keras. b. Pengambilan batu inti dengan tali kabel ( wire line)
Selongsong baja berdiameter kecil dan mata bor khusus digunakan di ujung kabel pemboran. Mata bor berlian dapat digunakan, tetapi biasanya kerucut putar atau buntut ikan. Selongsong baja (panjang 10 kaki) dapat diperoleh dari pipa pemboran dengan alat tali kabel.
Keuntungannya adalah metode ini murah dengan peralatan yang juga murah. Berhenti hanya sebentar dan memulai lagi, pengambilan batu inti lebih cepat.
Kerugiannya adalah diameter batu inti lebih kecil dan perolehan batu intinya lebih jelek.
c. Pengambilan batu int i dari dindi ng sumur
Perusahaan layanan logging sering menawarkan jenis tumbukan dalam dua bentuk: untuk formasi lunak dan formasi keras, sedangkan bahan peledak dan mata bornya berbeda untuk setiap jenis formasi yang keras, biasanya dijalankan dengan bantuan tali kabel.
Keuntungannya adalah kemampuannya kembali ke dalam lubang yang sudah dibor dan relatif murah.
Kerugiannya adalah batu intinya sudah tercuci, conto batuannya kecil, butirannya sudah terpengaruh tembakan, padat dalam sedimen lunak, atau terekah pada batuan lebih keras.
d. Selongsong baja terbungkus karet
Tidak digunakan sudu pisau, tetapi selongsong baja yang dibungkus karet. Dibor dengan menambah tekanan lumpur, bukan dengan cara beban pipa pemboran. Digunakan pada batupasir sangat lunak tidak terkonsolidasi, batuan konglomerat, batuan kerikil, dan formasi yang sangat terekah.
e. Batu i nti terorientasi
Terutama digunakan untuk menentukan kemiringan dan strike suatu formasi serta studi tentang paleomagnetik
6.3.2 Pengambilan Cont o Batu Int i
Sangatlah penting manakala menggunakan informasi analisis batu inti untuk mengetahui bagaimana pemilihan conto batu inti dilakukan. Ada dua prosedur pengambilan batu inti, yaitu statistik dan optimistik.
Pengambilan conto statistik berarti bahwa conto diambil untuk analisis di interval seragam pada seluruh batu inti tanpa memperdulikan adanya perubahan litologi. Biasanya, metode tersebut yang paling diinginkan untuk evaluasi keseluruhan batuan reservoar dan/atau interval batu inti.
49 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Pengambilan conto optimistik, sesuai dengan namanya, berupa conto yang dianalisis dipilih hanya terlihat baik dari batu inti dari setiap kaki (per feet interval). Pada formasi batuan selang seling pasir dan serpih hanya pasir yang dipilih, bukan serpih atau batupasir yang kedap.
6.3.3 Diskripsi batu inti
Informasi yang sangat membantu kedua belah pihak, ahli geologi lapangan dan ahli teknik di kantor, adalah diskripsi batu inti yang teliti dan tepat. Diskripsi semacam ini pada awalnya dilakukan oleh ahli geologi di lokasi sumur (well site geologist) dan dalam banyak kasus langkah teliti berikutnya dilakukan setelah evaluasi analisis. Biasanya, kondisi di tempat lokasi tidak memungkinkan para ahli geologi melakukan diskripsi batu inti secara rinci. Berikut ini penggunaan penting manfaat dan diskripsi batu inti:
- Memilih batas-batas formasi
- Memilih permukaan yang tidak sesuai
- Memilih ketebalan bersih pada zona tertentu secara visual yang diperoleh dari data tekanan kapiler
- Lokasirekahan (lihat Gambar 6.7)
Citraplug core dariCT Scan jelas sekali memperlihatkan adanya rekahan pada interval batu inti. Ada beberapa kriteria untuk membedakan rekahan alami dan buatan. Rekahan tersebut mungkin alami apabila (Aguilera, 1980):
Gambar 6.7
Rekahan dalam batu inti terlihat jelas dalam kedua irisan (Widarsono, 2008)
50 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi a. Penyemenan nampak sepanjang permukaan rekahan. Tetapi harus sedikit
hati-hati, karena kristal pada permukaan rekahan bukanlah halit yang diendapkan oleh proses penguapan fluida batu inti pada material lain dari
fluida pemboran. Secara umum, permukaan rekahan yang nampak seperti rekahan segar, misalnya mineralisasi bebas dan tidak terpengaruh cuaca, tidak dianggap sebagai rekahan alami kecuali ada bukti khusus yang mendukung.
b. Rekahan tertutup dalam batu inti. Satu sisi atau kedua sisi rekahan muncul pada batu inti.
c. Rekahan sejajar terlihat pada batu inti.
d. Goresan gesekan nampak terlihat pada batu inti. Permukaan demikian pada waktu pemboran tidak lumrah, terutama pada serpih yang agak kenyal yang dibor pada kedalaman yang dangkal, sehingga harus berhati-hati menerapkan kriterianya.
Rekahan-rekahan semacam ini mampu meningkatkan kemampuan penyimpanan (storage capacity) hidrokarbon di dalam reservoar.
- Zona breksia yang mengindikasikan adanya patahan - Diskripsi litologi
- Kemiringan formasi
- Penampakan minyak-gas dan jenis penampakan berpendar (kuning menunjukkan minyak, sedangkan biru terang dan putih menunjukkan kondensat; cadangan gas kering tidak menunjukkan berpendar; sulit membedakan mineral dari pendar hidrokarbon)
- Batas minyak-air dan batas minyak-gas (yang menunjukkan batuan ketat dengan terlepasnya gas secara perlahan-lahan)
6.3.4 Korelasi Log-Kedalaman
Faktor sangat penting yang sering ditinjau ulang berkali-kali oleh para akhli geologi dalam mengerjakan data batu-inti adalah koreksi log-kedalaman. Mudah sekali melakukan kesalahan pada penentuan kedalaman batu-inti berdasarkan kenyataan bahwa kedalaman diukur dari batu inti yang diperoleh geologi lapangan dan didasarkan pada kedalaman pemboran puncak batu inti. Juga apabila batu inti penuh tidak diperoleh, interval yang hilang menyebabkan masalah dalam menentukan kedalaman yang benar.
Ada beberapa metode untuk mengoreksi kedalaman batu inti terhadap kedalaman log. Pertama, jika bisa didapat ciri zona yang kentara di batu inti dan mengkorelasikan dengan log yang ada. Ini mencakup puncak zona-zona utama, penyimpangan anhidrit, dan terputusnya litologi yang tajam dalam batu inti yang mungkin dapat dikenali dalam log (log densitas atau log fotoelektrik).
51 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Pada Gambar 6.8 log densitas disandingkan di samping conto batu inti. dan nampak jelas sekali ciri kedalaman batu inti selaras dengan defleksi log. Dengan demikian, didapat informasi pasti tentang kedalaman batu inti tersebut berasal. Hal semacam ini sangat membantu langkah perencanaan produksinya, misalnya interval mana yang akan diperforasi dsb.
Gambar 6.8
Kalibrasi kedalaman (Widarsono, 2008)
Dari korelasi semacam ini, secara berkali-kali mungkin dapat mengkoreksi kedalaman batu inti. Metode lain adalah memplot data analisis batu inti pada skala vertikal tertentu (skala log listrik) dan membandingkannya dengan kurva log. Porositas, misalnya, dapat diplot dan dibandingkan dengan log-log netron, sonik dan/atau densitas. Bantuan program komputer yang mampu memplot data terpilih dan keluarannya akan mudah dibandingkan dengan kurva log porositas. Program komputer lain menghitung rata-rata data batu inti pada panjangnya variabel dan faktor-faktor yang dirata-ratakan juga. Plot data yang demikian dengan efek perata-rataan, sering mampu memberikan korelasi data log yang lebih tepat. Program statistik, korelasi “least squares” dapat digunakan untuk korelasi data analisis batu inti dan parameter log. Program komputer dapat