BAB IV
BAB IV
IDENTIFIKASI
IDENTIFIKASI
PETROP
PETROPH
H YS
YSII CAL
CAL RO
ROCK TYPE
CK TYPE
4.1
4.1 Teori Teori DasarDasar
Reservoir karbonat Formasi Berai Atas memiliki heterogenitas yang cukup kompleks Reservoir karbonat Formasi Berai Atas memiliki heterogenitas yang cukup kompleks hasil d
hasil dari sedimentasi ari sedimentasi dan dan diagenesis. diagenesis. Reservoir karbonat Reservoir karbonat pada pada umumnya umumnya memilikimemiliki hubungan porositas dan permeabilitas yang tidak linear dan sangat tergantung dengan cara hubungan porositas dan permeabilitas yang tidak linear dan sangat tergantung dengan cara terendapkan dan proses yang terjadi setelah pengendapan. Heterogenitas reservoir pada terendapkan dan proses yang terjadi setelah pengendapan. Heterogenitas reservoir pada penelitian
penelitian ini ini terlihat terlihat dari dari plot plot antara antara porositas porositas dan dan permeabilitas permeabilitas dari dari sampel sampel batuan batuan intiinti yang memiliki variasi yang besar dan tidak menunjukkan suatu pola atau hubungan tertentu yang memiliki variasi yang besar dan tidak menunjukkan suatu pola atau hubungan tertentu (Gambar 4.1). Ketiadaan pola atau hubungan tertentu dari plot porositas dan permeabilitas (Gambar 4.1). Ketiadaan pola atau hubungan tertentu dari plot porositas dan permeabilitas terlihat dari nilai koefisien korelasi yang sangat kecil (R2 = 0.12) dan akan menyebabkan terlihat dari nilai koefisien korelasi yang sangat kecil (R2 = 0.12) dan akan menyebabkan ketidakakuratan dalam pembuatan distribusi properti reservoir.
ketidakakuratan dalam pembuatan distribusi properti reservoir.
Gambar 4.1 Plot antara porositas dan permeabilitas dari data batuan inti dengan korelasi Gambar 4.1 Plot antara porositas dan permeabilitas dari data batuan inti dengan korelasi
yang buruk. yang buruk.
Untuk mengatasi permasalahan tersebut, Archie (1952) memperkenalkan konsep Untuk mengatasi permasalahan tersebut, Archie (1952) memperkenalkan konsep petrophysical rock type
petrophysical rock type (PRT) yang didefinisikan sebagai unit batuan (PRT) yang didefinisikan sebagai unit batuan yang diendapkan padayang diendapkan pada kondisi yang sama dan kemudian mengalami proses diagenesis yang sama sehingga kondisi yang sama dan kemudian mengalami proses diagenesis yang sama sehingga
memiliki hubungan porositas dan permeabilitas tertentu, profil tekanan kapiler tertentu, dan pada suatu titik di atas free water level memiliki saturasi air tertentu.
Penentuan rock type dari reservoir batuan karbonat selama ini telah banyak dilakukan oleh beberapa peneliti. Salah satu yang pertama adalah Archie (1952) yang membuat klasifikasi berdasarkan ukuran pori da menghubungkannya dengan sifat petrofisik batuan (Gambar 4.2). Klasifikasi tersebut sangat berguna dalam memprediksi permeabilitas dan sifat aliran fluida, namun cukup sulit untuk menghubungkannya dengan model geologi karena tidak didefinisikan berdasarkan lingkungan pengendapan maupun diagenesis (Lucia, 1995). Klasifikasi lain dibuat oleh Choquette dan Pray (1970) yang menghubungkan antara jenis pori, lingkungan pengendapan, dan proses geologi yang terjadi (Gambar 4.3).
Klasifikasi ini sangat berguna untuk memprediksi jenis dan evolusi pori terutama dalam kaitannya dalam eksplorasi hidrokarbon, namun akan sulit untuk menghubungkan klasifikasi ini dengan sifat petrofisik atau aliran fluida.
Lucia (1995) membuat suatu klasifikasi petrofisika yang dapat digunakan untuk memodelkan sifat petrofisik batuan karbonat (Gambar 4.4). Lucia menemukan bahwa geometri pori berhubungan erat dengan tekstur kemas ( fabric) batuan yang mengontrol porositas, permeabilitas, saturasi air, dan sifat aliran fluida dalam batuan. Akan tetapi, dalam klasifikasinya Lucia justru menggunakan identifikasi ukuran butir sebagai dasar pengelompokan. Lonoy (2006) menemukan bahwa pada batuan yang memiliki sortasi buruk, sulit untuk menemukan hubungan yang baik antara porositas dan permeabilitas jika menggunakan klasifikasi Lucia. Hal ini disebabkan kesulitan dalam mencari ukuran butir yang dominan pada batuan dengan sortasi yang buruk. Untuk menyempurnakan hal ini, Lonoy membuat klasifikasi petrofisik batuan karbonat yang baru dengan memodifikasi klasifikasi Choquette dan Pray (1970). Dalam klasifikasinya Lonoy menggunakan klasifikasi Choquette dan Pray (1970) untuk membedakan jenis-jenis pori. Klasifikasi petrofisik batuan karbonat Lonoy (2006) dibuat berdasarkan obsevasi pada jenis, ukuran, dan distribusi pori yang berbeda dengan klasifikasi Lucia (1995) yang mendasarkan pada observasi ukuran butir, sortasi, jenis, dan konektivitas pori. Dalam klasifikasinya, Lonoy membagi reservoir karbonat menjadi 20 sub-kelas (Gambar 4.5) dan diklaim akan menghasilkan nilai korelasi porositas dan permeabilitas yang lebih baik sehingga menghasilkan hasil perhitungan log permeabilitas yang sangat mirip dengan data batuan inti.
Gambar 4.2 Klasifikasi reservoir karbonat berdasarkan kenampakan ukuran pori (Archie, 1952).
Gambar 4.3 Klasifikasi jenis pori batuan karbonat berdasarkan keterbentukan secara geologi (Choquette dan Pray, 1970).
Gambar 4.4 Klasifikasi batuan karbonat berdasarkan geologi dan sifat petrofisik batuan (Lucia, 1995).
Gambar 4.5 Klasifikasi pori batuan karbonat berdasarkan geologi dan sifat petrofisi k batuan yang memodifikasi klasifikasi Choquette & Pray (1970) dan Lucia (1995) (Lonoy, 2006).
Konsep yang biasa digunakan oleh ahli teknik reservoir dan ahli geologi untuk mengelompokkan dan menganalisis petrophysical rock type adalah konsep flow unit atau hydraulic flow unit yang diperkenalkan oleh Ebanks (1987) dengan definisi “suatu bagian dari reservoir yang dapat dipetakan dan memiliki sifat-sifat geologi dan petrofisik yang konsisten dan berbeda dari bagian reservoir yang lain dalam mengontrol aliran f luida”. Dalam konsep flow unit , batuan reservoir dan non reservoir dapat dikelompokkan dalam
...Persamaan 2
...Persamaan 3
...Persamaan 4 flow unit yang sama jika memiliki kombinasi hubungan porositas dan permeabilitas yang
sama, atau dengan kata lain sama dengan rock type . Flow unit atau hydraulic flow unit diyakini sebagai produk dari properti geologi yang mengontrol aliran fluida, yang sangat berhubungan dengan distribusi fasies dan diagenesis. Parameter yang mempengaruhi aliran
fluida dalam pori batuan adalah geometri pore throat yang dikontrol oleh mineralogi (jenis dan kelimpahan) dan tekstur (ukuran butir, bentuk butir, dan sortasi). Kombinasi yang berbeda-beda dari hal-hal tersebut dapat menghasilkan klasifikasi flow unit atau rock type
yang berbeda (Abbaszadeh dkk., 1996).
Amaefule dkk. (1993) memperkenalkan konsep reservoir quality index (RQI) dan flow zone indicator (FZI) yang kemudian dikembangkan oleh Abbaszadeh dkk. (1996)
untuk menentukan rock type pada reservoir. RQI dan FZI diformulasikan sebagai:
√
dengan k adalah permeabilitas (mD), Ø adalah porositas (%), RQI dan FZI dalam satuan mikron dan Øz adalah normalized porosity (tanpa unit) yang diformulasikan sebagai:
Nilai FZI dari sampel batuan inti yang tergolong ke dalam satu rock type akan memiliki nilai yang tidak jauh berbeda. Untuk membagi nilai-nilai FZI ke dalam satu rock type yang sama dilakukan konversi nilai FZI ke dalam bentuk discrete rock type (DRT) yang diformulasikan sebagai:
[ ()]
Kemudian melalui plot silang antara FZI dan probabilitas kumulatif dapat diidentifikasi jumlah rock type yang ada.
Konsep RQI dan FZI didasarkan pada asumsi bahwa pore throat size adalah faktor yang mengontrol karakter petrofisik reservoir khususnya permeabilitas dan profil tekanan ...Persamaan 1
kapiler, namun proses sedimentasi dan diagenesis yang menghasilkan pore throat size tersebut tidak dilibatkan dengan anggapan bahwa batas-batas flow unit atau rock type tidak selalu sama dengan batas fasies (Abbaszadeh dkk., 1996). Fasies dan diagenesis justru dijadikan sebagai alat validasi terhadap flow unit atau rock type yang telah berhasil diidentifikasi (Amaefule dkk., 1993).
4.2 Identifikasi Petr ophysi cal Rock Type
Untuk melakukan identifikasi petrophysical rock type, metode yang akan digunakan adalah metode flow zone indicator (FZI). Data yang akan digunakan adalah hasil pengukuran porositas dan permeabilitas laboratorium dari sampel core plug batuan inti berjumlah 259 sampel dengan 99 sampel memiliki data sayatan tipis dari empat sumur
eksplorasi (Tabel 4.1).
Tabel 4.1 Ketersediaan data pengukuran porositas dan permeabilitas la boratorium batuan inti serta sayatan tipis.
Dengan menggunakan Persamaan 1, Persamaan 2, dan Persamaan 3, maka akan didapatkan nilai FZI untuk masing-masing sampel. Nilai FZI tersebut selanjutnya diplot bersama dengan nilai probabilitas kumulatif untuk tiap sampel sehingga dapat diidentifikasi jumlah rock type yang ada yaitu lima rock type (Gambar 4.6). Pada plot silang antara nilai FZI dan probabilitas kumulatif, terlihat PRT 1 (FZI = 39.38-110.00) memiliki rentang nilai FZI yang lebih besar daripada PRT 2 (FZI = 7.26-31.03), PRT 3 (FZI = 2.64-6.94), PRT 4 (FZI = 0.97-2.57), dan PRT 5 (FZI = 0.20-0.94) yang mengindikasikan bahwa PRT 1 memiliki ukuran pore throat yang terbesar dan PRT 5 memiliki ukuran pore throat yang terkecil. Berdasarkan ukuran pore throat maka dapat disimpulkan bahwa PRT 1 memiliki kapasitas untuk melewatkan fluida paling baik sedangkan PRT 5 adalah yang paling buruk.
Setelah mendapatkan jumlah rock type yang ada melalui plot silang antara nilai FZI dan probabilitas kumulatif, nilai porositas dan permeabilitas dari masing-masing rock type
Gambar 4.6 Plot silang antara nilai FZI dan probabilitas kumulatif untuk menentukan jumlah rock type yang ada.
Gambar 4.7 Plot silang antara porositas dan permeabilitas dari kelima rock type beserta hubungan antara sebaran data tiap rock type dengan persamaan garis yang mewakilinya.
diplot untuk melihat hubungan porositas dan permeabilitas dari masing-masing rock type (Gambar 4.7). Terlihat pada hasil plot porositas dan permeabilitas bahwa kelima rock type tidak memiliki perbedaan pada nilai porositas namun sangat berbeda pada nilai permeabilitas. Rentang permeabilitas terbesar dimiliki oleh PRT 1 dan terkecil dimiliki oleh PRT 5. Tiap rock type yang telah diklasifikasikan memiliki hubungan porositas dan permeabilitasnya masing-masing yang ditandai dengan persamaan garis yang mewakili tiap rock type. Persamaan garis yang mewakili tiap rock type akan memiliki nilai koefisien korelasi (R 2) yang mencerminkan kedekatan hubungan antara sampel data dengan persamaan garis yang mewakilinya. PRT 1 memiliki koefisien korelasi R 2 = 0.42, PRT 2 R 2 = 0.69, PRT 3 R 2 = 0.93, PRT 4 R 2 = 0.90, dan PRT 5 R 2 = 0.64. Semakin besar nilai koefisien korelasinya maka hasil perhitungan log permeabilitas yang dihasilkan akan semakin mendekati nilai pengukuran permeabilitas dari batuan inti.
Setelah pengklasifikasian rock type berdasarkan nilai FZI, selanjutnya rock type akan dikarakterisasikan berdasarkan aspek geologinya. Karakterisasi aspek geologi ini menjadi penting untuk memahami bagaimana hubungan porositas dan permeabilitas dari tiap rock type secara geologi. Karakterisasi secara geologi ini akan dilakukan dengan mengamati sayatan tipis yang tersedia dan tersebar ke dalam lima rock type (Gambar 4.8).
Sayatan tipis yang telah dideskripsi akan dikelompokkan berdasarkan lithofasies dan asosiasi fasiesnya. Pengelompokkan ini bertujuan untuk mengamati hubungan asosiasi fasies dengan perkembangan porositas dan permeabilitas. Telah disebutkan sebelumnya pada Bab 3 bahwa sampel dengan deskripsi lithofasies tertentu akan berkorelasi terhadap
lingkungan asosiasi fasies tertentu pula. Lithofasies coraline-red algal boundstone, skeletal grainstone, dan coraline-red algal pack-wackestone akan berkorelasi dengan lingkungan pengendapan berarus relatif kuat yaitu asosiasi fasies platform rim, sedangkan lithofasies larger foraminiferal pack-wackestone dan argillaceous foraminiferal wacke-mudstone akan berkorelasi dengan lingkunga berarus relatif lemah yaitu asosiasi fasies platform interior . Teramati pada plot silang bahwa asosiasi fasies tidak mempengaruhi terhadap pembagian rock type namun sebaran dari sampel asosiasi fasies platform rim menyebar pada interval dengan permeabilitas yang baik dan sebaliknya sampel asosiasi fasies platform interior menyebar pada interval dengan permeabilitas yang buruk (Gambar 4.9). Dari temuan tersebut dapat disimpukan bahwa asosiasi fasies lingkungan pengendapan hanya berpengaruh terhadap interval reservoir atau non reservoir dan bukan penyebab terjadinya
Gambar 4.8 Sebaran sampel data sayatan tipis (titik hitam ) pada kelima jenis PRT.
Gambar 4.9 Sebaran sampel data sayatan tipis dengan asosiasi fasies platform rim (lingkaran hitam) dan asosiasi fasies platform interior (silang hitam) pada kelima PRT.
4.3 Validasi Petr ophysical Rock T ype
Pada proses sebelumnya telah teridentifikasi lima PRT dengan karakteristik hubungan porositas dan permeabilitas yang spesifik. Langkah selanjutnya adalah melakukan pembuktian validasi dari pembagian tersebut. Cara pertama untuk melakukan validasi adalah dengan mengamati antara garis FZI rata-rata dengan sebaran data plot silang antara normalized porosity (Øz) dan rock quality index (RQI) (Gambar 4.10). Setiap PRT akan dapat dikarakterisasikan oleh nilai FZI rata-rata yang berbeda dan akan mengikuti pola dari tiap garis FZI rata-rata.
Gambar 4.10 Plot antara Øz dan RQI sebagai validasi dari kelima PRT yang telah diidentifikasi.
Alat validasi PRT yang kedua adalah mercury injection capillary pressure (MICP). Tekanan kapiler dari MICP merupakan teknik yang efektif untuk menguantifikasi geometri pori khususnya ukuran pori dan ukuran pore throat (Rushing dkk., 2008). Merkuri adalah fluida bersifat non-wetting yang nyaris sempurna. Fluida ini akan memasuki ruang pori batuan saat diberi tekanan sampai memenuhi semua ruang pori batuan. Saat tekanan yang
diberikan cukup maka fluida merkuri akan memenuhi pori yang berukuran lebih besar terlebih dahulu dan kemudian baru diikuti oleh pori yang berukuran lebih kecil.
Data MICP yang tersedia berjumlah delapan sampel yang diambil dari dua sumur eksplorasi yaitu Kerendan-3 (4Bm & 6Bm) dan West Kerendan-1(101C2, 102C2, 148B2, 165B2, 1129B1, dan 1156B2). Penyebaran delapan sampel terbatas pada PRT 1 sampai dengan PRT 4, sedangkan PRT 5 belum ada sampel yang mewakili PRT ini (Gambar 4.11). Keterbatasan data tersebut mengakibatkan validasi hanya dapat dilakukan kepada empat PRT.
Gambar 4.11 Ketersediaan data sampel MICP pada Formasi Berai Atas di Lapangan Kerendan yang hanya tersebar ke dalam empat PRT.
Data tekanan kapiler diplot terhadap saturasi wetting phase (dianggap sebagai saturasi air) dan diberi warna dan simbol yang berbeda untuk tiap sampel (Gambar 4.12). Sampel MICP 4Bm mewakili PRT 1, 148B2 mewakili PRT 2, 165B2 dan 1129B1 mewakili PRT 3, 6Bm, 101C2, 102C2, dan 1156B2 mewakili PRT 4. Dari profil tersebut terlihat bahwa tiap PRT memiliki profil tekanan kapiler yang berbeda-beda. Sampel yang mewakili PRT 1 memiliki sifat aliran yang paling baik sedangkan sampel yang mewakili PRT 4 memiliki sifat aliran yang paling buruk. Fenomena unik terlihat dari sampel yang mewakil PRT 3 dan PRT 4, tiap sampel memiliki sifat aliran yang cukup bervariasi satu sama lain meskipun masih berada dalam kisaran yang sama. Hal tersebut bisa disebabkan oleh jenis dan ukuran pori yang berbeda ataupun ukuran pore throat yang berbeda meski masih dalam satu PRT.
Gambar 4.12 Profil tekanan kapiler dari delapan sampel MICP pada Formasi Berai Atas di Lapangan Kerendan.
4.4 Deskripsi Petr ophysical Rock T ype
Sampel sayatan tipis yang telah dideskripsikan kemudian diklasifikasikan ke dalam kombinasi klasifikasi batuan karbonat Lucia (1995) dan Lonoy (2006). Jenis/tipe porositas akan mengacu kepada klasifikasi Lucia (1995) yang membagi tipe porositas menjadi tiga, yaitu interpartikel, separate vug , dan touching vug , sedangkan klasifikasi Lonoy (2006) akan digunakan untuk mengamati ukuran porositas serta penyebarannya. Selain itu kombinasi ini ditujukan untuk mengakomodasi kehadiran fracture dan vuggy pada batuan karbonat Formasi Berai Atas di Lapangan Kerendan yang tidak terakomodasi pada klasifikasi Lonoy (2006).
Pada sampel sayatan tipis yang dianalisis, suatu jenis pori umumnya berasosiasi dengan jenis pori yang lain atau dengan jenis pori yang sama namun berbeda ukuran untuk menghasilkan suatu hubungan porositas dan permeabilitas tertentu. Kelima jenis PRT merupakan hasil pengelompokan berdasarkan asosiasi dua atau lebih jenis dan ukuran pori.
PRT1 PRT2
PRT3
Pengelompokan ini bertujuan untuk mempermudah identifikasi hubungan porositas dan permeabilitas dengan jumlah sampel yang terbatas.
Kelima PRT tersebut adalah: PRT 1 (touching vug pores and interparticle micropore patchy association), PRT 2 (touching vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline macropore patchy association), PRT 3 (touching vug pores, separate vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline mesopore patchy association), PRT 4 ( separate vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline microporosity patchy), dan PRT 5 ( separate vug pores and mudstone microporosity uniform). Deskripsi dari masing-masing PRT tersebut adalah seba gai berikut:
1. PRT 1 (touchi ng vug por es and interpar ti cle micr opore patchy association )
PRT 1 merupakan rock type dengan sifat aliran paling baik. PRT ini memiliki porositas yang kecil berkisar antara 1-3% dengan rata-rata 1.64% dan permeabilitas yang besar berkisar antara 2-50 mD dengan rata-rata 20.60 mD. PRT ini memiliki tipe porositas touching vug pores berupa fracture (Gambar 4.13 A) dan solution enlarged fracture (Gambar 4.13 B) dan porositas interpartikel berupa micropore patchy. Sampel sayatan dari PRT ini banyak yang sudah mengalami rekristalisasi sehingga porositas interpartikelnya berkurang drastis namun PRT ini tetap memiliki sifat aliran yang baik dikarenakan
terjadinya pembentukan fracture yang intensif dan mengalami pelarutan didalamnya. PRT ini banyak berasosiasi dengan asosiasi fasies platform rim namun terdapat satu sampel yang terdapat pada asosiasi fasies platform interior di sumur Kerendan-2. Hal ini mengindikasikan PRT ini tidak terbatas pada satu asosiasi fasi es tertentu.
2. PRT 2 (touching vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline macr opore patchy associati on )
PRT 2 memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 1-8% dengan rata-rata 2.84% dan permeabilitas berkisar antara 0.07-212 mD dengan rata-rata 9.40 mD. PRT ini memiliki tipe porositas touching vug pores berupa fracture (Gambar 4.13 D) dan solution enlarged fracture, porositas interpartikel berupa mesopore patchy, dan porositas interkristalin berupa macropore patchy (Gambar 4.13 C). Sampel sayatan tipis ini tidak memiliki hubungan dengan asosiasi fasies tertentu karena dapat ditemukan tidak hanya pada platform rim tetapi juga pada platform interior .
3. PRT 3 (touchi ng vug por es, separate vug pores, i nterpar ti cle mi cropore patchy, and intercr ystal ine mesopore patchy associati on )
PRT 3 memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 1-10% dengan rata-rata 4.10% dan permeabilitas berkisar antara 0.01-36 mD dengan rata-rata 3.30 mD. PRT ini memiliki tipe porositas touching vug pores berupa fracture, separate vug pores berupa mouldic (Gambar 4.13 F), porositas interpartikel berupa micropore patchy (Gambar 4.13 E), dan porositas interkristalin mesopore patchy (Gambar 4.13 F). Sampel sayatan tipis dari PRT ini memiliki jenis porositas yang cukup beragam mulai dari fracture, mouldic, interpartikel, hingga interkristalin dan tidak memiliki hubungan dengan asosiasi fasies tertentu.
4. PRT 4 (separate vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline mi croporosity patchy )
PRT 4 memiliki porositas yang sangat bervariasi berkisar antara 1-12% dengan rata-rata 3.75% dan permeabilitas berkisar antara 0.01-7 mD dengan rata-rata 0.52 mD. PRT ini memiliki tipe porositas separate vug pores berupa mouldic (Gambar 4.14 A & B), porositas interpartikel berupa micropore patchy dan porositas interkristalin berupa micropore patchy (Gambar 4.14 A). Sampel sayatan tipis dari PRT ini dominan memiliki hubungan dengan asosiasi fasies platform interior dan sedikit saja dengan asosiasi fasies platform rim.
5. PRT 5 (separate vug por es and mu dstone micr oporosit y un i for m )
PRT 5 merupakan rock type dengan sifat aliran terburuk pada interval penelitian. PRT ini memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 2-10% dengan rata-rata 4.40% dan permeabilitas berkisar antara 0.01-0.2 mD dengan rata-rata 0.04 mD. PRT ini memiliki tipe porositas separate vug pores (mouldic) (Gambar 4.14 C) dan porositas mudstone microporosity uniform (Gambar 4.14 D). Sampel sayatan tipis dari PRT ini dominan terdapat pada asosiasi fasies platform interior dan sedikit pada asosiasi fasies platform rim. PRT ini banyak terdapat pada interval dengan kandungan lempung yang tinggi yang dicirikan dengan log sinar gamma yang besar. Porositas yang cukup besar dari PRT ini kemungkinan besar berasal dari clay bound water yang terikat pada mineral lempung.
Gambar 4.13 Foto sayatan tipis dari PRT 1, PRT 2, dan PRT 3. A) Foto sayatan tipis PRT 1 dari coraline-red algal boundstone yang telah mengalami rekristalisasi dan menampakkan fracture yang intensif. B) Foto sayatan tipis PRT 1 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan fracture terbuka dan mengalami disolusi ( solution enlarged fracture). C) Foto sayatan tipis PRT 2 dari coraline-red algal boundstone dengan porositas interkristalin. D) Foto sayatan tipis PRT 2 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan fracture yang intensif. E) Foto sayatan tipis PRT 3 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan porositas intergranular dan termasuk ke dalam interparticle microporosity patchy. F) Foto sayatan tipis PRT 3 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan porositas fracture, mouldic, dan interpartikel yang termasuk ke dalam interparticle microporosity patchy.
fracture
soluti on enl arged
intercrystaline porosity fracture intergranular porosity fracture mouldic intercrystaline porosity
Gambar 4.14 Foto sayatan tipis dari PRT 4 dan PRT 5. A) Foto sayatan tipis PRT 4 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan porositas mouldic dan interkristalin yang termasuk ke dalam intercrytaline microporosity patchy. B) Foto sayatan tipis PRT 4 dari larger foraminiferal pack-wackestone dengan porositas mouldic. C) Foto sayatan tipis dari PRT 5 dari larger foraminiferal pack-wackestone dengan porositas mouldic. D) Foto sayatan tipis PRT 5 dari argillaceous foraminiferal wacke-mudstone dengan kandungan material lempung yang banyak dan memiliki jenis porositas mudstone microporosity uniform. intercrystaline porosity mouldic mouldic mouldic m udstone microporosity
4.5 PrediksiPetr ophysical Rock T ype
Pada Lapangan Kerendan hanya terdapat 4 sumur dengan data batuan inti (Kerendan-1, Kerendan-2, Kerendan-3, dan West Kerendan-1) dengan panjang batuan inti yang tidak mencakup seluruh interval Formasi Berai Atas. Adanya keterbatasan data batuan inti menjadi suatu kendala untuk memprediksi penyebaran PRT secara vertikal dan horisontal guna mencapai keberhasilan dalam karakterisasi dan pemodelan reservoir.
Untuk menyelesaikan persoalan tersebut di atas, maka digunakan metode neural network untuk memprediksi penyebaran PRT pada interval sumur tanpa batuan inti. Metode neural network merupakan metode untuk memprediksi PRT pada interval sumur tanpa batuan inti dengan log listrik sebagai data masukan utamanya. Metode ini telah terbukti berhasil diaplikasikan sebagai alat prediksi lithofasies, misalnya oleh Russel dkk. (2002),
Bohling dan Dubois (2003), Qi dan Carr (2006), dan Qi dkk. (2007).
Untuk mengaplikasikan metode ini diperlukan data acuan sebagai dasar estimasi atau bisa disebut data training . Data training untuk penelitian ini adalah hasil pengklasifikasian data routine core ke dalam PRT. Sebagai data masukan adalah log listrik yang tersedia pada seluruh interval sumur pengerjaan yaitu: log sinar gamma, log densitas, log neutron, log resistivitas, dan log sonik.
Hasil pengaplikasian dari metode neural network menunjukkan hasil yang dapat mengkarakterisasi PRT berdasarkan data masukan berupa log listrik (Gambar 4.15 dan Gambar 4.16). Gambar 4.15dan Gambar 4.16 adalah perbandingan antara PRT yang dihasilkan dari data batuan inti dengan PRT yang dihasilkan dari metode neural network pada sumur Kerendan-2 dan Kerendan-3.
Terdapat beberapa perbedaan minor antara identifikasi PRT dari data batuan inti dan prediksi PRT dari metode neural network berdasarkan data masukan log listrik. Perbedaan ini dapat diakibatkan oleh adanya perbedaan skala observasi antara data batuan inti dan data log listrik serta ketidakmampuan metode neural network untuk mengkarakterisasi PRT secara sempurna. Meskipun demikian, secara umum metode neural network mampu mengikuti pola dari PRT batuan inti hasil observasi dan dapat dianggap valid untuk diaplikasikan pada sumur-sumur lain yang tidak memiliki data batuan inti.
Gambar 4.15 Perbandingan PRT hasil obeservasi dari data batuan inti dan PRT prediksi hasil dari metode neural network dengan log listrik sebagai data masukan utama pada
Gambar 4.16 Perbandingan PRT hasil obeservasi dari data batuan inti dan PRT prediksi hasil dari metode neural network dengan log listrik sebagai data masukan utama pada
