04 Komposisi, Litologi Dan Porositas Batuan

Embed Size (px)

DESCRIPTION

Petrofisik

Citation preview

PENANGGULANGAN MASALAH PASIR DENGAN CARA MEKANIS

PENILAIAN FORMASI

MEMENTUKAN KOMPOSISI, LITOLOGI DAN POROSITAS BATUAN

DENGAN KOMBINASI DUA JENIS LOG1. TUJUAN

Menentukan komposisi mineral pembentuk batuan dan porositas batuan.

2. METODE DAN PERSYARATAN

2.1.METODE

1. Cross Plot FDL dan SNP2. Cross Plot FDL dan CNL3. Cross Plot Sonic dan SNP4. Cross Plot Sonic dan CNL5. Cross Plot FDL dan Sonic6. Cross Plot Litho dan Density Log2.2.PERSYARATAN

Lapisan terdiri atas satu atau dua jenis mineral yang diketahui.

3. LANGKAH KERJA

3.1 METODE CROSS PLOT FDL DAN SNP1. Siapkan data pendukung :

a. Diameter lubang bor (dh)

b. Diameter pahat

c. Caliper

d. Data lumpur bor (air tawar ataupun air asin)

e. Berat jenis matrix batuan, (mabiasanya diambil (ma = 2,71 gr/cc

2. Baca harga defleksi FDL dan SNP, kemudian tentukan harga (FDL dan (SNP3. Plot harga (FDL dan (SNP dari langkah-2 pada Gambar CP-1a atau CP-1b (pada buku Schlumberger: Log interpretation Charts, 1997) sesuai dengan jenis lumpur bornya . (SNP pada sumbu mendatar dan (FDL pada sumbu tegak.

Titik potong kedua harga porositas ini menunjukkan perbandingan komposisi litologi dan porositas batuan dari lapisan yang bersangkutan.

4. Jika titik potong terletak dalam daerah yang dibatasi kurva sandstone dan dolomite, lapisan berisi cairan. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya, sedangkan harga porositas dapat dibaca pada skala porositas pada kurva dengan interpolasi.

5. Jika titik potong kedua harga porositas terletak diluar daerah antara kurva sandstone dan dolomite, dan terletak diatas kurva sandstone, lapisan mengandung gas. Pembacaan porositas dilakukan dengan menarik garis sejajar dengan garis koreksi dari titik potong sampai memotong kurva jenis mineral yang bersangkutan. Baca harga porositas batuan pada perpotongan tersebut. Dalam hal ini komposisi litologi tidak dapat ditentukan.

3.2.METODE CROSS PLOT FDL DAN CNL1.Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1

2. Baca harga defleksi FDL dan CNL, kemudian tentukan harga (FDL dan (SNP3. Plot harga (FDL dan (SNP dari langkah-2 pada Gambar CP-1c atau CP-1d sesuai dengan jenis lumpur bornya. (CNL pada sumbu mendatar dan (FDL pada sumbu tegak.

Titik potong kedua harga porositas ini menunjukkan perbandingan komposisi litologi dan porositas batuan dari lapisan yang bersangkutan.

4. Jika titik potong terletak dalam daerah yang dibatasi kurva sandstone dan dolomite, lapisan berisi cairan. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya, sedangkan harga porositas dapat dibaca pada skala porositas pada kurva dengan interpolasi.

5. Jika titik potong kedua harga porositas terletak diluar daerah antara kurva sandstone dan dolomite, dan terletak diatas kurva sandstone, lapisan mengandung gas. Pembacaan porositas dilakukan dengan menarik garis sejajar dengan garis koreksi dari titik potong sampai memotong kurva jenis mineral yang bersangkutan. Baca harga porositas batuan pada perpotongan tersebut.

Dalam hal ini komposisi litologi tidak dapat ditentukan.

3.3.METODE CROSS PLOT SONIC DAN SNP1. Baca harga defleksi Sonic (t) dan SNP kemudian tentukan harga (SNP

2. Plot harga t dan (SNP dari langkah 1 pada Gambar CP-2a, (SNP pada sumbu mendatar dan t pada sumbu tegak.

Titik potong kedua harga ini menunjukkan harga porositas batuan dan litologi dari lapisan yang bersangkutan. Dalam Gambar CP-2 terlihat dua macam kurva : kurva dengan garis penuh dibuat berdasarkan rumus waktu rata-rata (time average equation), sedang kurva dengan garis putus-putus dibuat berdasarkan data pengamatan di lapangan.

Titik potong harga t dan (SNP yang jatuh tepat pada kurva mineral lapisan bersangkutan (sandstone, limestone atau dolomite) menunjukkan lapisan tersebut mempunyai komposisi litologi tunggal yaitu 100% (sandstone, limestone atau dolomite), dengan porositas batuan dapat langsung dibaca pada kurva yang bersangkutan.

3. Jika titik potong kedua harga t dan (SNP jatuh pada daerah antara dua kurva, komposisi mineral dan porositas dari lapisan yang bersangkutan dapat ditentukan dengan cara interpolasi. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya.

3.4.METODE CROSS PLOT SONIC DAN CNL1. Baca harga defleksi Sonic (t) dan CNL kemudian tentukan harga (CNL.

2. Plot harga t dan (CNL dari langkah 1 pada Gambar CP-2b, (CNL pada sumbu mendatar dan t pada sumbu tegak.

3. Lihat langkah 3 butir 3.3

3.5.METODE CROSS PLOT FDL DAN SONIC

1. Baca defleksi FDL ((b) dan Sonic (t).

2. Plot harga (b dan t dari langkah 1 pada Gambar 7, t pada sumbu mendatar dan (b pada sumbu tegak.

3. Lihat langkah 3 butir 3.3

3.6. METODE CROSS PLOT LITHO DAN DENSITY

1. Siapkan data pendukung seperti pada langkah 1 butir 3.1

2. Baca harga defleksi litho log (Pe),dan density log ((b).

3. Plot harga Pe dan (b dari langkah 2 pada Gambar CP-16 atau 17 sesuai dengan jenis lumpur yang digunakan. (b pada sumbu tegak dan Pe pada sumbu mendatar. Titik potong kedua parameter ini menunjukkan litologi dan porositas batuan lapisan yang bersangkutan.

4. Tentukan komposisi dari porositas batuan. Perbandingan komposisi litologi relatif ditentukan dari jarak komplemen titik tersebut ke masing-masing kurva mineral pembentuk batuannya, sedangkan harga porositas dapat dibaca pada skala porositas pada kurva dengan interpolasi.

4.DAFTAR PUSTAKA

1. John T. Dewan, Essentials of Modern Open Hole Log Interpretation, Penn-well books Penwell Publishing Co. Tulsa, Oklahoma, 1983.

2. Schlumberger, Log Interpretation Charts , 19975.DAFTAR SIMBOL

CNL = Compensated Neutron LogFDL = Formation Density LogSNP = Side Wall Neutron Porosity Log(

= porositas (fraksi).

r

= berat jenis (gr/cc).

t

= Sonic transit time ( sec/ft).

Pe

= Photoelectric Cross Section (barns/electron).

6.LAMPIRAN

6.1.LATAR BELAKANG DAN RUMUS

Jenis porosity log yang ada sampai saat ini adalah :

1. Density Log2. Neutron Log3. Sonic LogPerkembangan terakhir peralatan dari ketiga jenis porosity log ini adalah :

1.Density Log - Compensated density Log- Litho Density Log

2.Neutron Log - Compensated Neutron Log- Dual Porosity Neutron Log

3.Sonic Log - Compensated Sonic Log- Long Spaced Sonic Log

Setiap jenis alat akan memberikan respon pengukuran porositas yang dipengaruhi oleh kondisi matrik dan kandungan fluida dari batuan yang berbeda. Sehingga setiap jenis log akan memberikan harga porositas yang agak berbeda satu dengan yang lain.

Porositas yang diturunkan dari respon Density Log mempunyai hubungan sebagai berikut:

(1)

Dari hubungan ini untuk dapat menghitung porositas diperlukan harga (f dan (ma yang tepat. Penentuan kedua harga ini sulit karena tidak diketahui dengan tepat jenis mineral dan jenis fluida yang dikandung suatu batuan reservoir.

Perkembangan baru dari Density Log adalah LithoDensity Log yang pada prinsipnya mengukur Photoelectric Cross Section (Pe), Litho Density Log tidak mengukur porositas akan tetapi memberikan indikasi litologi, sehingga kombinasi antara Pe dan (b akan menghasilkan harga ( yang lebih baik.

Respon dari Neutron Log ((N) seperti halnya density log terutama tergantung pada porositas formasi, meskipun demikian pengaruh dan litologi juga masih sangat dominan seperti terlihat pada Gambar 11. Dengan demikian untuk dapat menentukan harga porositas dengan teliti perlu diketahui litologi batuan yang diukur. Hadirnya gas didalam pori batuan akan memberikan harga ((N) yang rendah dan tidak normal.

Respon dari Sonic Log selain tergantung porositas batuan, juga tergantung waktu rambat gelombang sonic didalam fluida dan batuan matrik : dinyatakan dalam persamaan Wyllie seperti berikut :

(2)

Terlihat jelas bahwa untuk mendapatkan harga ( diperlukan harga tf dan tma. Secara grafis hubungan tersebut tercantum pada Gambar 12.

Adanya gas akan mengakibatkan respon Sonic Log lebih besar. Pertambahan ini tidak berarti untuk formasi yang dalam, dimana kontribusi fluida di dalam persamaan Wyllie makin kecil. Sonic Log juga tidak dapat menunjukkan adanya secondary porositivity seperti vugs, channel dan sebagainya.

Kalau diamati kembali respon dari masing-masing alat log porositas tersebut, jelas bahwa secara terpisah akan sukar untuk mendapatkan harga porositas yang benar. Dengan demikian diperlukan adanya petunjuk lain. Secara tidak langsung setiap jenis log mempunyai respon yang berbeda pada setiap macam batuan, sehingga dengan kombinasi respon log-log tersebut akan diperoleh harga porositas yang lebih benar. Petunjuk lain yang sangat bermanfaat misalnya adanya gas akan sangat mudah dideteksi dengan kombinasi antar FDL dan SNP atau FDL dan CNL. Secondary porosity serta indikasi ditemukannya mineral tertentu dapat diketahui dari kombinasi antar Density-Neutron dan Sonic Log6.2CONTOH

1. Kombinasi Compensated Density dan Compensated Neutron Log pada formasi kedalaman 1900 1960 memberikan respon Density Log ((N) sebesar 23% dan respon Neutron Log ((N) sebesar 6% seperti terlihat pada Gambar 12. titik potong kedua harga jatuh di atas kurva sandstone apabila diplot pada Gambar CP1c. Dengan demikian disimpulkan kandungan formasi sand tersebut adalah gas. Dari rekaman log Gamma Ray, jenis batuan dari lapisan tersebut adalah limestone (20 API) jadi porositas batuan adalah 16,2 %.

2. Lihat Gambar CP-1c.

3. Kombinasi FDC, CNL dan Litho Density Log pada lapisan B gambar 13 memberikan respon density = 2,68 dan Litho Density = 4,0.

Jika lapisan tersebut terdiri dari dolomite dan limestone, maka dengan menggunakan Gambar CP-16 komposisi dolomite adalah 40% dan limestone 60%.

Porositas batuan adalah 14,5 %.

6.3GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. CP-1a

Gambar 2. CP-1b

Gambar 3. CP-1c

Gambar 4. CP-1d

Gambar 5. CP-2a

Gambar 6. CP-2b

Gambar 7. CP-16

Gambar 8. CP-17

_1133145013.unknown

_1133145248.unknown