PENENTUAN CEMENTATION EXPONENT (m) TANPA ADANYA CLEAN ZONE DAN WATER BEARING PADA RESERVOAR KARBONAT

Proceeding Simposium Nasional IATMI 25 - 28 Juli 2007, UPN “Veteran” Yogyakarta

_______________________________________________________________________________

PENENTUAN CEMENTATION EXPONENT (m) TANPA ADANYA CLEAN ZONE DAN WATER BEARING PADA RESERVOAR KARBONAT Oleh :

Widya Utama, Puguh Hiskia, Benny Nugroho Ardhiansyah, Septa Erik Prabawa Program Studi Geofisika Jurusan Fisika, F-MIPA, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya Gd. G-404 Kampus ITS Sukolilo Jl. Arief Rachman Hakim, Keputih Sukolilo, Surabaya 60111. e-mail : [email protected], [email protected], [email protected] ABSTRAK Pada penelitian ini digunakan data logging pada reservoar karbonat dari tiga sumur uji di lapangan Geofisika ITS. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah SSP (static spontaneous potential), temperatur Rmf, porositas (#), dan ILDRT (%0) yang terukur pada berbagai kedalaman di beberapa sumur uji.. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan cementation exponent (m) pada masing-masing sumur uji yang tidak didukung adanya clean zone dan water bearing. Penentuan nilai m tersebut dilakukan melalui pendekatan perhitungan formation resistivity factor (F) melalui data RW yang didapat dari perumusan SSP. Dengan menggunakan relasi antara ILDRT (%0 ) dengan RW (%W) akan didapatkan nilai formation resistivity factor (F). Dari hubungan antara nilai formation resisitivity factor (F) dan porositas (#), didapatkan nilai cementation exponent (m) yang menunjukkan parameter dinamika fluida (permeabilitas) pada masing-masing sumur. Parameter tersebut akan berkontribusi pada penentuan nilai SW yang pada akhirnya menentukan kualitas reservoar. Keywords : cementation exponent, porosity, formation factor, clean zone, water bearing, reservoar karbonat PENDAHULUAN Masalah yang sering muncul pada analisa formasi adalah penentuan cementation exponent (m). Jika mengunakan Metode yang biasa digunakan, yaitu rumus dasar Archie, suatu formasi harus mempunyai clean zone dan water bearing. Kondisi tersebut harus terpenuhi karena rumus dasar Archie menganggap bahwa nilai Sw = 1 pada clean zone dan water bearing. Masalah baru akan muncul ketika pada formasi yang dijadikan obyek penelitian tidak ditemukan adanya clean zone dan water bearing. Jika tetap menggunakan rumus Archie, akan menjadi mustahil untuk bisa menentukan nilai cementation exponent. Berdasarkan alasan tersebut penelitian ini diharapkan mampu untuk menganalisa dan menentukan cementation exponent dengan cara lain yang hasilnya sesuai dengan persamaan

Archie pada zona karbonat (berkisar antara 1,8 – 2,2). Penelitian ini merupakan penelitian dasar dengan data yang telah terambil dengan analisa data yang sesuai dengan teori, kesahihan data dilihat dari bentuk nilai kedekatan data dengan nilai cementation exponent yang ada pada persamaan Archie. DASAR TEORI Data log membantu menentukan karakteristik fisik dari batuan, seperti litologi, porositas dan permeabilitas. Selain itu data log juga digunakan untuk mengidentifikasi zona produktif, menentukan kedalaman dan ketebalan zona tersebut, untuk membedakan antara minyak, gas atau air dalam sebuah reservoar, dan untuk mengestimasi cadangan hidrokarbon.

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08


_______________________________________________________________________________ Dua parameter utama yang ditentukan dari pengukuran log pada sebuah sumur adalah porositas dan ruang pori yang terisi hidrokarbon. Parameter yang digunakan dalam intrepetasi log ditentukan secara langsung dan secara tidak langsung, pengukurannya dilakukan oleh satu dari tiga tipe yang umum digunakan dalam logging antara lain : electrical, nuclear dan accoustic atau sonic. Penamaan tersebut berdasarkan pada sumber yang digunakan dalam pengukuran. Sumber yang berbeda akan menghasilkan log yang terdiri dari satu atau lebih kurva yang berhubungan dengan beberapa parameter di dalam batuan di sekitar lubang bor. Porositas Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara ruang pori pada batuan dengan volume total batuan. Biasanya diekspresikan dalam satuan (1.0) atau dalam persen (%). Porositas diukur dengan menggunakan sonic, density, dan, neutron. Porositas direpresentasikan dalam PHI dengan ditambahkan awalan atau akhiran yang menunjukkan metode pengukurannya, misalnya, DPHI atau PHID untuk density porosity. Ada tiga jenis porositas dalam log, yaitu sonic porosity, density porosity, dan neutron-density porosity (Sudarmo, Yan, 2003)

N D

2 N

=

N D

=

DEN

=

N

+ 2

2 D

D

{gas}

(1)

{fluida minyak}

2

(2)

Pada tiap zona dihitung besarnya kandungan clay shale, dengan mengunakan persamaan. (Hendrayana, Yana, 1997)

Vclay =

GRlog

GRmin

GRmax

GRmin

dengan : Vclay = volume clay (gr/cm3) GRlog = GR pada kedalaman tertentu (API) GRmin = GR minimum (carbonat) GRmax = GR maximum (shale) GR = Gamma Ray Harga Vclay bervariasi : 0 F Vclay F 1 Resisitivitas Secara umum, matrik batuan dan hidrokarbon (gas dan minyak) dalam pori batuan adalah sangat resistif. Resistivitas formasi, dalam satuan ohm-meter tergantung pada jumlah dan salinitas air yang terdapat pada formasi dan konektifitas antar pori yang mampu mengalirkan aliran listrik. Resistivitas direpresentasikan dengan simbol R, biasanya dengan tambahan huruf kecil yang mengindikasikan tipe resistivitas tertentu, misalnya RW untuk resistivitas air atau Rt untuk resistivitas sesungguhnya. Besarnya RW (resistivitas air formasi) dihitung dengan menggunakan chart (SLB) atau dengan menggunakan perumusan : SSP = -K log

b

ma

f

(3)

dengan : N

= NPHI (neutron porosity)

DEN

=

N D

= porosity neutron-density

ma

= density matriks (gr/cm3)

D

= porosity density

3

f

= densitas fluida (gr/cm )

b

= RHOB = bulk density (gr/cm3)

Volume Kandungan Lempung (Vclay)

Rmf new Rw

(5)

dengan : K = 60 + (0,133 x formation temperature) Rmf new = Rmf x

ma

(4)

(temp _ permk + 6,77 ) (temp _ baru + 6,77 )

Rmf new = resisitivitas mud filtrate baru Rmf = resisitivitas mud filtrate pd permukaan Rw = resistivitas air formasi SSP = static spontaneous potential Saturasi Fluida Saturasi fluida adalah presentase dari ruang pori pada batuan yang terisi fluida tertentu (gas, minyak, atau, air). Saturasi fluida biasanya dinyatakan dalam saturasi air (SW), yang diekspresikan dalam persen. Saturasi hidrokarbon ditentukan dari pengurangan terhadap besarnya saturasi air.

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08


_______________________________________________________________________________ Setelah Rw didapat, maka langkah selanjutnya adalah menghitung besarnya SW. SW dapat dihitung dengan menggunakan Schlumberger chart atau menggunakan perumusan Archie, yakni:

Rw Rt

SW = F

(6)

Persamaan Archie :

F=

a

(7)

m

dengan : SW = saturasi air formasi pada uninvaded zone F = faktor resisitivitas formasi RW = resisitivitas air formasi Rt = resisitivitas formasi sebernarnya m = cementation exponent METODOLOGI Metodologi dari Analisa data log dan penentuan cementation exponent dalam penelitian ini secara umum dapat digambarkan sebagai berikut : Kurva log Identifikasi Zona Reservoar Menentukan K, SSP, Rmf, RW Menentukan cementation exponent Menentukan Faktor Formasi Menentukan Sw

Langkah-langkah dalam metodologi penelitian ini dilakukan dan akan dijelaskan sebagai berikut : Kurva log Kurva log didapatkan dari pengolahan data lapangan yang berupa *.LAS (data digital) dengan menggunakan software yang telah ditentukan. Data lapangan yang diperoleh dari logging sebenarnya berupa kurva log. Kemudian untuk memudahkan proses analisa log, maka dari kurva log dikonversikan ke dalam data

digital (*.LAS), jadi kita bisa menganalisa data log dengan menggunakan software apa saja, yaitu dengan mengkonversikannya kembali ke dalam bentuk kurva log yang siap untuk dianalisa dan diintrepetasikan. Kurva log yang digunakan adalah : • Gamma Ray (GR) • Spontaneous Potential (SP) • Resistivity (Rt atau ILDRT) • Neutron atau NPHI • Density atau RHOB Identifikasi Zona Reservoar Dari kurva log GR dan kurva SP dilakukan identifikasi zona reservoar. Lapisan sand ditunjukkan dengan harga GR yang rendah, sedangkan lapisan clay/shale ditunjukkan dengan harga GR yang tinggi. Defleksi pada kurva SP mengindikasikan adanya lapisan yang permeabel, yang merupakan lapisan reservoar.

Menetukan K, SSP, Rmf, RW Penentuan K, SSP, Rmf, dan RW dapat dilihat pada persamaan 5, sehingga dari perhitungan tersebut akan didapatkan beberapa besaran yang digunakan dalam penelitian ini.

Menentukan cementation exponent Penentuan cementation exponent dilakukan pada litologi yang clean zone dan tanpa water bearing, sehingga digunakan persamaan Archie log Rw log Rt (8) m= log Menentukan Formation Faktor Penentuan faktor formasi digunakan persamaan yang ada pada 12, dimana litologi di lapisan reservoar pada sumur GEO-1, GEO-2 dan GEO-3 adalah karbonat. Menentukan Sw

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08


_______________________________________________________________________________ Penentuan Sw didasari karena Rw dihitung pada daerah yang tanpa water bearing zona atau daerah yang tidak mengandung air, sehingga diharapkan akan memperoleh nilai SW. ANALISA DAN PEMBAHASAN Evaluasi dan analisa data log pada beberapa sumur uji di lapangan Geofisika ITS (GEO-1, GEO-2, dan GEO-3). Ketiga sumur terletak pada struktur geologi yang sama. Sumur GEO-1 adalah sumur wild cat (sumur taruhan), sedangkan sumur GEO-2 dan GEO-3 adalah sumur deliniasi (sumur pengembangan). Interpretasi untuk sumur: Sumur GEO-1 Tabel 1 merupakan data-data log yang terambil dengan analisanya. Zona reservoar karbonat tanpa clean zone dan tanpa water bearing terdapat pada kedalaman 3290 – 3301 ft. Resisitivitas yang terambil berkisar antara 9 – 29 ohm-m merupakan variasi dengan rentang yang jauh pada zona yang sama. Porositas efektif dari zona tersebut berkisar pada ± 0,2 V/V. sehingga cementation exponent pada sumur GEO-1 bila dirata-ratakan mendapatkan 2,22, yang bila dibandingkan dengan plot grafik porositas dengan faktor formasi akan mendapatkan selisih yang sama. Ini menunjukkan bahwa cementation exponent yang teranalisa mengikuti persamaan Archie pada zona karbonat, dengan saturation indeks (SW) rata-rata 0,64. Sumur GEO-2 Tabel 2 merupakan data-data log yang terambil dengan analisanya. Zona reservoar karbonat tanpa clean zone dan tanpa water bearing terdapat pada kedalaman 3324 – 3326 ft. Resisitivitas yang terambil berkisar antara 73 – 120 ohm-m merupakan variasi dengan rentang yang jauh pada zona yang sama. Sedangkan porositas efektif yang terambil dari zona tersebut berkisar pada ± 0,08 V/V. sehingga cementation exponent pada sumur GEO-1 bila dirata-ratakan mendapatkan 2,43 (pembulatan dengan dua digit di belakang koma), yang bila dibandingkan dengan plot grafik porositas dengan faktor formasi akan mendapatkan selisih yang sama. Ini menunjukkan bahwa cementation

exponent yang teranalisa mengikuti persamaan Archie pada zona karbonat. Dengan saturation indeks (SW) rata-rata 0,77. Sumur GEO-3 Tabel 3 merupakan data-data log yang terambil dengan analisanya. Zona reservoar karbonat tanpa clean zone dan tanpa water bearing terdapat pada kedalaman 3452 – 3465 ft. Resisitivitas yang terambil berkisar antara 19 – 46 ohm-m merupakan variasi dengan rentang yang jauh pada zona yang sama. Sedangkan porositas efektif yang terambil dari zona tersebut berkisar pada ± 0,2 V/V. sehingga cementation exponent pada sumur GEO-1 bila dirata-ratakan mendapatkan 2,19, yang bila dibandingkan dengan plot grafik porositas dengan faktor formasi akan mendapatkan selisih yang sama. Ini menunjukkan bahwa cementation exponent yang teranalisa mengikuti persamaan Archie pada zona karbonat. Dengan saturation indeks (SW) rata-rata 0,50.. Berdasarkan hasil data dan analisa dari berbagai sumur uji tampak bahwa cementation exponent yang teranalisa mengikuti bentuk dari persamaan Archie pada zona karbonat seperti pada persamaan (13). Sehingga pada daerah reservoar karbonat yang clean dan tanpa water bearing mengikuti persamaan Archie meskipun dengan pendekatan. Sedangkan saturation indeks pada masing-masing sumur uji bernilai kurang dari 1, ini menunjukkan semakin memastikan bahwa daerah tersebut merupakan daerah yang clean zone dan tanpa water bearing. KESIMPULAN 1. Sumur uji GEO-1 diambil pada kedalaman 3290 – 3301 ft, sumur uji GEO-2 pada kedalaman 3324 – 3326 ft, dan sumur uji GEO-3 pada kedalaman 3452 – 3465 ft. 2. Cementation exponent pada masing-masing sumur uji. Sumur GEO-1 berkisar 2,22, sumur uji GEO-2 berkisar 2,43, dan sumur GEO-3 berkisar 2,19. 3. Faktor formasi pada masing-masing sumur uji. Sumur GEO-1 berkisar 43,24, Sumur

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08


_______________________________________________________________________________ GEO-2 berkisar 418,16, dan Sumur GEO-3 berkisar 24,93. 4. Saturation indeks pada masing-masing sumur uji. Sumur GEO-1 berkisar 0,64, Sumur GEO-2 berkisar 0,77, dan Sumur GEO-3 berkisar 0,50. DAFTAR PUSTAKA

Hendrayana, Yana. 1997. ”Interpretasi Data Well Logging Sumur Terbuka Dengan Metode Interpretasi Schlumberger Menggunakan Elemental Log Analysis (ELAN)”. Jurusan Fisika FMIPA ITS. Surabaya. Schlumberger. 1989. ”Log Interpretation Principles/Applications”. Schlumberger Educational Services. United States of America. Sudarmo, Yan. 2003. ”Interpretasi Data Log Open Hole”. Log Data Management PT. Elnusa Geosains. Jakarta. Utama, Widya; 2002, Etude Experimentale des Gres de Sihapas et de Fountaine Bleue, PhD Disertation, IPGP, Paris, French. ----------

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08


_______________________________________________________________________________ TABEL 1. DATA LOG DAN ANALISA DARI SUMUR GEO-1 Kedalaman (Feet) 3290,00000 3290,50000 3291,00000 3291,50000 3292,00000 3292,50000 3293,00000 3293,50000 3294,00000 3294,50000 3295,00000 3295,50000 3296,00000 3296,50000 3297,00000 3297,50000 3298,00000 3298,50000 3299,00000 3299,50000 3300,00000 3300,50000 3301,00000

SSP (MV) -18,99154 -21,90274 -24,67490 -26,98928 -28,87905 -30,38083 -31,43525 -32,16920 -32,70638 -33,25482 -33,92072 -34,78666 -35,37185 -35,82602 -36,22553 -36,49122 -36,70921 -36,59756 -36,49378 -36,47156 -36,14900 -36,08757 -35,86847

Rt (Ohm – m) (V/V) 15,97460 0,118363983 19,04060 0,13992962 17,53840 0,157235437 11,48440 0,173402136 8,90790 0,186338788 8,59220 0,195371765 9,35410 0,197603866 12,65950 0,200340031 16,00110 0,200517848 18,10530 0,197697603 19,15050 0,195070929 18,97500 0,193426321 18,62150 0,196009658 18,54080 0,202851425 18,64550 0,208704517 19,58790 0,208139961 21,89170 0,20639564 24,64860 0,207888284 28,68710 0,211272135 30,39450 0,207131507 30,49200 0,193496686 29,51260 0,174952099 25,41290 0,145755624 Rata-rata

m

F

SW

1,677819 1,909929 1,985927 1,855247 1,783536 1,813188 1,878332 2,082654 2,22963 2,286408 2,302081 2,284657 2,291762 2,338374 2,384466 2,411812 2,469463 2,556351 2,680546 2,683614 2,574352 2,406885 2,101074 2,216874

35,8897 42,7811 39,4087 25,8073 20,0189 19,3108 21,0247 28,4561 35,97 40,7032 43,056 42,6645 41,8727 41,6943 41,9328 44,0554 49,2404 55,4455 64,5345 68,3804 68,6047 66,4059 57,1854 43,23665

0,766957 0,736394 0,708425 0,685892 0,668027 0,654164 0,644605 0,638036 0,633272 0,628445 0,622633 0,615154 0,610152 0,6063 0,602933 0,600706 0,598886 0,599827 0,600703 0,600896 0,603615 0,604139 0,605997 0,636355

80

Formasi Faktor

70 60 50 40 30 20 10 0,15

0,17

0,19

0,21

0,21

0,21

0,21

0,21

0,21

0,2

0,2

0,19

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,19

0,17

0,16

0,14

0,12

0

Porosity

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08


_______________________________________________________________________________

TABEL 2. DATA LOG DAN ANALISA DARI SUMUR GEO-2

Kedalaman (Feet) 3324,00000 3324,50000 3325,00000 3325,50000 3326,00000 3326,50000 3327,00000 3327,50000 3328,00000 3328,50000 3329,00000 3329,50000 3330,00000 3330,50000 3331,00000 3331,50000 3332,00000 3332,50000 3333,00000 3333,50000 3334,00000 3334,50000 3335,00000 3335,50000 3336,00000

Rt (Ohm – m) (V/V) 78,79700 0,06779 94,11400 0,08424 103,47500 0,07986 117,13500 0,07469 133,57900 0,07743 120,48100 0,08551 89,45900 0,09434 81,71600 0,09190 86,19100 0,08969 90,45200 0,09338 98,87400 0,09585 101,77200 0,09960 94,83100 0,09933 87,08700 0,09493 78,88400 0,09264 76,22800 0,08855 84,64300 0,08406 102,39000 0,08118 103,10400 0,07477 88,65200 0,07147 81,63300 0,07208 78,92700 0,07414 77,27900 0,07832 74,99400 0,08159 73,00100 0,07688 Rata-rata

SSP (MV) -10,62522 -12,74322 -15,35514 -17,89013 -19,95291 -21,70340 -23,36026 -24,89990 -26,13418 -27,05244 -27,74678 -28,28733 -28,52112 -28,32688 -27,84554 -27,24850 -26,62012 -25,85961 -24,80902 -23,80988 -22,99849 -22,43560 -21,97519 -21,30283 -20,63490

m

F

SW

2,185187 2,448988 2,434782 2,419717 2,505178 2,564373 2,545074 2,479196 2,476286 2,538786 2,605032 2,661002 2,627329 2,540557 2,472991 2,412742 2,404368 2,446801 2,371882 2,274128 2,250127 2,261639 2,302053 2,327641 2,263261 2,432765

358,254 427,919 470,511 532,657 607,471 547,94 406,879 371,685 392,064 411,471 449,811 463,023 431,471 396,261 358,958 346,893 385,211 466,007 469,285 403,531 371,604 359,308 351,827 341,446 332,392 418,1552

0,887252 0,866348 0,841247 0,817582 0,798819 0,783236 0,768768 0,755564 0,745145 0,737488 0,731753 0,72732 0,725415 0,727008 0,730964 0,735898 0,741126 0,747502 0,756398 0,764956 0,771978 0,776888 0,780929 0,786864 0,792805 0,77197

700

Faktor Formasi

600 500 400 300 200 100

0, 07 69

0, 07 83

0, 07 21

0, 07 48

0, 08 41

0, 09 26

0, 09 93

0, 09 59

0, 08 97

0, 09 43

0, 07 74

0, 07 99

0, 06 78

0

Porosity

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08


_______________________________________________________________________________ TABEL 3. DATA LOG DAN ANALISA DARI SUMUR GEO-3 Kedalaman (Feet) 3452,00000 3452,50000 3453,00000 3453,50000 3454,00000 3454,50000 3455,00000 3455,50000 3456,00000 3456,50000 3457,00000 3457,50000 3458,00000 3458,50000 3459,00000 3459,50000 3460,00000 3460,50000 3461,00000 3461,50000 3462,00000 3462,50000 3463,00000 3463,50000 3464,00000 3464,50000 3465,00000

Rt (Ohm – m) (V/V) 23,02610 0,22624 24,46040 0,25773 25,15800 0,2654 25,63900 0,27286 26,41010 0,28191 28,59570 0,28036 33,18030 0,26927 38,02070 0,24183 44,80230 0,22919 46,99960 0,2334 43,23010 0,22516 35,94640 0,21668 31,90750 0,22015 29,47710 0,23428 28,65450 0,24078 28,65450 0,23791 27,83960 0,23289 25,40730 0,22374 23,01990 0,21659 20,48310 0,21883 19,76920 0,22023 21,28420 0,21241 22,13830 0,2009 21,21200 0,19628 19,00690 0,19808 18,72040 0,20055 20,42560 0,19717 Rata-rata

SSP (MV) -44,78987 -45,18515 -45,36494 -45,69572 -46,25041 -46,73501 -47,80911 -48,09776 -48,15314 -48,14244 -47,93832 -47,46726 -47,04285 -46,54153 -46,91224 -48,09353 -49,74059 -51,88175 -53,96289 -55,38462 -55,56959 -54,75153 -53,55394 -52,58804 -51,81169 -50,81218 -49,48922

m

F

SW

2,03418007 2,274266 2,34584233 2,41050436 2,49613176 2,54783341 2,58286152 2,48327082 2,50429352 2,56854929 2,45061331 2,2685149 2,21357519 2,25392772 2,27742071 2,25845553 2,20567638 2,08562087 1,97685921 1,91345919 1,89809747 1,90154008 1,86007609 1,80731568 1,74972298 1,75378998 1,789195 2,181911

20,554644 21,83654095 22,46089975 22,89195185 23,58210253 25,5354727 29,63154017 33,95663923 40,01617971 41,98171593 38,61739399 32,11314492 28,50696033 26,33744267 25,60426784 25,60607761 24,87962991 22,70754348 20,57527899 18,30917195 17,6722874 19,02793732 19,79289475 18,96606973 16,99564734 16,74064543 18,26680419 24,93211

0,52782 0,524858 0,52352 0,521062 0,516962 0,513407 0,505607 0,503535 0,503144 0,503228 0,504702 0,508111 0,511202 0,514877 0,512169 0,503618 0,491932 0,477143 0,463196 0,453905 0,452716 0,458036 0,465932 0,472401 0,477667 0,484531 0,493765 0,495891

45

Faktor Formasi

40 35 30 25 20 15 10 5

0, 22 62 4 0, 26 54 0, 28 19 1 0, 26 92 7 0, 22 91 9 0, 22 51 6 0, 22 01 5 0, 24 07 8 0, 23 28 9 0, 21 65 9 0, 22 02 3 0, 20 09 0, 19 80 8 0, 19 71 7

0

Porosity

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-08

PENENTUAN CEMENTATION EXPONENT (m) TANPA ADANYA CLEAN ZONE DAN WATER BEARING PADA RESERVOAR KARBONAT

Recommend Documents