PERHITUNGAN WATER SATURATION (SW) MENGGUNAKAN PERSAMAAN ARCHIE, PERSAMAAN INDONESIA DAN METODE RASIO RESISTIVITAS Parameter-parameter fisis suatu batuan merupakan aspek penting dalam dunia eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi. Paramter-parameter tersebut menjadi indikator untuk menentukan keberadaan minyak dan gas dalam batuan, parameter tersebut di antaranya : porositas, densitas dan water saturation (Sw). Untuk menghitung parameter fisis tersebut dibutuhkan sebuah metode, salah satunya ialah metode well-log. Metode ini merekam parameter-parameter fisis batuan setiap ke dalaman pada sumur. Dari parameter tersebut, kita dapat mengetahui kondisi suatu sumur hidrokarbon. Water saturation (Sw) merupakan salah satu parameter yang sangat penting dalam mengestimasi keberadaan minyak dan gas yang terdapat dalam batuan. Water saturation (Sw) tidak dapat diukur langsung, tapi nilainya dapat didekati dengan menggunakan persamaan-persamaan matematis yang telah dirumuskan oleh para ahli petrophysics. Persamaan tersebut di antaranya persamaan Archie, persamaan Indonesia, dan persamaan rasio resistivitas. Variabel-varibel yang digunakan dalam perhitungan water saturation (Sw) adalah parameter fisis batuan lainnya yang didapat dari data log dan data core. Pada tugas ini, dilakukan perhitungan water saturation (Sw) pada lapangan Walakpa 1 menggunakan tiga persamaan yaitu: persamaan Archie, persamaan Indonesia, dan persamaan rasio resistivitas. Data log yang digunakan untuk perhitungan water saturation (Sw) berasal dari log porositas, log neutron, log SP dan log resistivitas. Hasil perhitungan dari ketiga persamaan tersebut dibandingkan, untuk mengetahui persamaan/metode yang sesuai untuk water saturation (SW) di lapangan Walakpa 1. 1. Water Saturation (Sw) dan Perhitungannya Water saturation (Sw) adalah persentasi dari pori-pori batuan yang terisi oleh air. Sisa bagian ruang pori batuan yang terisi oleh minyak atau gas disebut kejenuhan hidrokarbon (Sh). Sh = 1 – Sw ....................................................................(1) Asumsi umu adalah reservoir mula-mula terisi oleh air dan selang waktu perubahan geologi, hidrokarbon yang terbentuk di tempat lain pindah ke formasi berpori menggantikan air pada ruang pori dalam batuan. Ada beberapa metode yang dapat digunakan untuk mendekati nilai water saturation (SW) yaitu persamaan Archie, persamaan Indonesia, dan persamaan rasio resistivitas. 1.1 Persamaan Archie
Persamaan Archie merupakan persamaan dasar dalam menentukan water saturation dan menjadi dasar dari persamaan-persamaan lainnya. .....................................................................(2) Di mana Sw = Saturasi Air Rw = Resistivitas Air Rt = Resistivitas batuan yang di jenuhi air kurang dari 100% a
= Konstanta batuan (pada sandstone = 0.81 dan limestone = 1)
φ
= Porositas batuan (%).
m
= Faktor sementasi.
n
= Faktor saturasi
Persamaan Archie memegang peranan penting, hal tersebut dapat dilihat dengan adanya resistivitas air (Rw) yang didapat dari Lithologi Tools, resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100 % (Rt) dari Resistivity Tools dan porositas (Ø) dari Porosity Tools. Persamaan ini digunakan menghitung saturasi air garam, dan dapat digunakan apabila sifat litologi seperti : ukuran butir, penyortiran dan clay-mineral content telahdiketahui. 1.2 Persamaan Indonesia Persamaan Indonesia pada mulanya digunakan untuk memodelkan formasi-formasi di Indonesia yang volume serpihnya besar dan air formasi terdiri dari air tawar. Persamaan Indonesia merupakan persamaan dengan pendekatan porositas efektif. Porositas efektif merupakan porositas total yang telah telah dikoreksi terhadap kandungan serpih dalam formasi. Persamaan ini merupakan persamaan empiris yang diturunkan berdasarakan persamaan Archie untuk formasi bersih.
............................................................(3)
di mana Sw = water saturation (%) Rt = resistivitas formasi (ohm.m) Vsh = volume shale (%) Rsh= resistivitas shale (ohm.m)
Rw= resistivitas air formasi (ohm.m) a = faktor formasi m = faktor sementasi n = eksponen saturasi φ = porositas (%) Volume shale diperoleh dari pembacaan log GR dan resistivitas serpih yang diperoleh dari log resistivitas pada zona sshale pada sumur yang sama. Persamaan Indonesia sangat dipengaruhi oleh volume serpih dan resistivitas serpih. Semakin besarnya volume shale dalam formasi, resistivitas akan semakin mengecil. Sebaliknya, untuk mendapatkan volume shale yang kecil maka harus diperoleh kondisi dengan resistivitas shale yang cukup besar. Akan tetapi shale pada persamaan ini ada pada garis non linier sehingga efektif untuk mereduksi pengaruh kandungan shale yang tinggi dalam formasi. Persamaan Indonesia efektif untuk menentukan saturasi air formasi dengan kandungan shale lebih besar dari 40 %. 1.3 Metode Rasio Resistivitas Metode rasio resistivitas mengasumsikan bahwa formasi dibagi menjadi dua bagian, terinvasi lumpur bor dan tak terinvasi lumpur bor. Kedua zona tersebut memiliki faktor formasi (F) yang sama, tetapi masing-masing mengandung air dengan resistivitas berbeda, R t (true resistivity) untuk zona tak terinvasi dan Rxo (flushed zone resistivity) untuk zona terinvasi. Bila sumur selesai di bor, formasi yang dekat dengan lubang bor akan terkontaminasi pleh filtrasi lumpur. Bila lapisan mengandung minyak, umumnya daerah dekat lubang bor mempunyai resistivitas rendah, sedangkan resistivitas di daerah yang jauh dari lubang bor lebih tinggi. Sehingga perbandingan antara alat resistivitas dangkal dengan alat resistivitas dalam akan memberikan tanda hidrokarbon. Persamaan Archie seperti pada persamaan (2). Sedangkan saturasi air untuk zona terinvasi adalah .................................................................(4) Secara empiris, dari pengukuran di lapangan diperoleh S xo = (Sw)1/5 , dan dengan membagi persamaan (2) dan (4) maka diperoleh persamaan (5) sebagai berikut : ...............................................................(5) Persamaan (5) merupakan persamaan untuk menentukan saturasi air dengan metode rasio resistivitas. Metode ini tidak membutuhkan informasi tentang porosiats dan faktor formasi. 2. Penegolahan Data dan Perhitungan Parameter Fisis Batuan Pada tugas ini dilakukan dengan analisa data log secara kualitatif dan kuantitatif dengan korelasi korelasi data core. Penentuan nilai saturasi air dilakukan dengan menggunakan
persamaan Archie, persamaan Indonesia dan metode rasio resisitivitas. Data yang digunakan ilah sumur Walakpa-1, di antaranya data : DEPTH, GR, SP, CALI, NPHI, RHOB, LLD, LLS dan MSFL beserta data core yang didownload dari website USGS. Pengolahan data menggunkan Microsoft Excel 2010 dan Interactive-Petrophysics. Sebelum melakukan proses pengolahan data, sebaiknya data sumur yang digunakan diperiksa kelengkapannya sehingga memudahkan dalam mencari informasi mengenai data sumur tersebut. Setelah dipastiakn data dalam keadaan bagus, selanjutnya dapat melakukan pengolahan data. Tahap pertama dalam melakukan pengolahan data adalah melakukan zonasi reservoir. Data log yang sudah sesuai dengan kedalamannya masing-masing dipilih zona yang merupakan zona reservoir. Untuk menentukannya, dilihat pada litologi batuan dari log GR dan log SP. Kedua log tersebut dapat membedakan lapisan batuan yang permeabel dan impermeabel. Reservoir yang bagus mempunyai porositas dan permeabilitas yang tinggi, hal tersebut ditunjukkan pada defleksi kurva SP dan rendahnya intensitas GR. Menandakan bahwa lapisan tersebut kemungkinan adalah sand.
Data log lain yang berguna dalam
melakukan zonasi reservoir adalah log resistivitas. Dari log resistivitas dapat diketahui keberadaan hidrokarbon , ditunjukkan dengan nilai resisitivitas yang tinggi dari defleksi ke kanan kurva ILD. Reservoir hidrokarbon dapat juga diidentifikasi dari log densitas dan log porositas NPHI. Zona reservoir ditunjukkan dengan tingginya nilai kedua log tersebut, dengan log densitas defleksi ke kanan dan log NPHI defleksi ke kiri. Berikut adalah contoh zonasi reservoir pada subuah sumur. Setelah dilakukan zonasi maka selanjutnya dapat dilakukan perhitungan parameter fisis batuan untuk mendapatkan nilai saturasi air dari zona reservoir.
Gambar.1 Hasil zonasi reservoir yang ditunjukkan dengan angka 2.1 Perhitungan Resistivitas Benar (Rt) Resistivitas benar (Rt) merupakan resistivitas batuan pada zona tak terinvasi oleh lumpur bor yang terisis oleh air dan hidrokarbon. Alat log resistivitas dalam mengukur resistivitas formasi pada zona tak terinvasi lumpur bor, sehingga penentuan nilai Rt menggunakan data log resistivitas dalam. Dalam tugas ini nilai Rt diperoleh dari data log ILD.
2.2 Perhitungan Resistivitas Zona Terinvasi (Rxo) Resistivitas zona tak terinvasi (Rxo) merupakan resistivitas formasi yang terkontaminasi oleh lumpur sehingga fluida asal dalam formasi sudah bercampur dengan filtrat lumpur bor. Data Rxo diperoleh dari pembacaan log LL8.
2.3 Perhitungan Porositas (φ) Porositas merupakan nilai perbandingan antara volume ruang kosong (pori) pada batuan dengan volume total batuan. Penentuan porositas menggunakan 2 alat log porositas yaitu
porositas densitas dan porositas neutron (NPHI). Porositas formasi dapat diestimasi dengan menggunakan kombinasi kedua nilai log tersebut. Di mana prositas formasi dapat didekati dengan persamaan berikut. ..................................................................(6) Dengan Φ adalah porositas total, ΦN porositas neutron dan ΦD porositas densitas. ρma adalah densitas matriks dalam hal ini ialah sandstone yaitu 2.65 gr/cc dan ρfluid ialah densitas fluida dalam hal ini ialah air yaitu 1 gr/cc. Sedangkan ρbulk dapat dibaca langsung dari RHOB. .......................................................(7) Porositas yang diperoleh dari persamaan (6) adalah porositas total. Untuk mendapatkan porositas efektif, porositas total dikoreksi dengan persamaan : ....................................(8) Porositas shale diperoleh dari data log NPHI dan porositas densitas pada formasi yang mengandung shale. Sedangkan, volume shale diperoleh dari log GR. 2.4 Perhitungan Volume Shale Log gamma ray memiliki kemampuan untuk mengukur derajat kandungan shale dalam lapisan batuan. Oleh karena itu dalam industri minyak dan gas bumi log GR sering digunakan untuk memprediksi besaran volume shale atau dikenal dengan Vsh. Langkah pertama yang digunakan untuk menghitung volume shale pada log GR adalah dengan menentukan indeks GR (IGR) yang dihitung menggunakan persamaan berikut : IGR = ( GRlog – GRmin) /(GRmax – GRmin) ...........................................(9) Di mana : IGR
= Indeks gamma ray
Grlog = pembacaan GR dari formasi Grmin = skala terkecil GR Grmax = skala terbesar GR Namun sebelum ditentukan Vsh , harus diketahui dahulu respon log GR yang terbaca, respon tersebut dapat membentuk kurva yang linier atau non lionier. Untuk respon log GR yang linier maka Vsh = IGR . Namun jika respon log non linier maka Vsh dapat diestimasi dengan beberapa pendekatan diantaranya sebagai berikut :
Larrioonov (1969) untuk batuan tersier : Vsh = 0.083(23.7 IGR - 1) ..................................................................................(10) Steiber (1970) : Vsh = IGR /(3-2. IGR) ......................................................................................(11) Clavier (1971) : Vsh = 1.7- [3.38 –( IGR -0.7)2]1/2 .......................................................................(12) Larionov (1969) untuk batuan yang lebih tua : Vsh = 0.33 x (22 IGR - 1) ...................................................................................(13) 2.5 Perhitungan Resistivitas Air Formasi (Rw) Air formasi merupakan air dalam formasi tak terkontaminasi oleh lumpur bor yang tersaturasi pada batuan berpori. Nilai Rw berguna untuk menentukan Sw dalam formasi. Ada beberapa metode yang dapat digunakan untuk menentukkan nilai Rw, pada tugas ini digunakan metode pickett plot. Pickett plot tidak memberikan informasi tentang temperatur formasi. Pickett plot dimanfaatkan untuk mengetahui faktor sementasi (m) yang berguna untuk menentukan faktor formasi (F). Nilai m dalam pickett plot merupakan nilai kemiringan garis 100% saturasi air.
Gambar.2 Metode pickett plot 2.6 Penentuan Rmf Nilai Rmf dapat dihitung setalah diperoleh nilai Rw dari metode pickket plot. Rmf dihitung dengan menggunakan metode perbandingan, sebagai berikut.
..........................................................(14) Di mana Rt diperoleh dari resistivitas sebenarnya dari data log ILD dan R xo diperoleh dari log LL8. 2.6 Kuantitas a, m, dan n Nilai a, m dan berturut-turut adalah faktor tutuosity, faktor sementasi dan eksponen saturasi. Pada tugas ini, kuantitas a= 0.81 untuk sand dan nilai m dan n masing-masing 2. Setelah diperoleh semua nilai parameter fisis zona reservoir maka selanjutnya dapat dilakukan perhitungan Sw dengan menggunkan persamaan Archie, persamaan Indonesia dan metode rasio resistivitas. 3. Hasil dan Pembahasan 3.1 Data core Walakpa 1 Berdasarkan data geologi Walakpa 1 yang diperoleh dari USGS, maka stratigrafi walakpa di antaranya adalah sebagai berikut. Tabel.1 Data core Walakpa 1 No. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.
Interval Kedalaman (Feet) 257 - 287 1590 - 1613 1743 - 1760 1837 - 1897 1981 - 2041 2060 - 2120 2808 - 2825 2930 - 2990 2990 - 3020 3051 - 3111 3360 - 3420 3656 - 3666
Fomasi Batuan Torok Torok Pebble shale Pebble shale Pebble shale Walakpa Sandstone Kingak Kingak Kingak Sag River Sandstone Shubik Argillite
Pada tugas ini dilakukan analisa pada sumur walakpa 1 dengan range kedalaman 300 sampai dengan 1700 feet di mana zona tersebut beradapada formasi Torok. Sedimentasi formasi Torok sebagaian besar terdiri atas clay dan claystone dengan sedikit siltstone dan sandstone. Pada kedalaman 900-1701 feet silstone dan sandstone tersusun bersaf-saf secara bergantian. Semua sandstone merupakan karbonat dengan flakes karbonat hitam, shaly, dan silty yang mencolok. Sandstone, shaly dan silty tersusun dengan butiran yang bagus dan porositas yang kecil, konsekuensinya dianggap reservoir yang tidak potensial, keduanya sama-sama
berporositas rendah dan lapisannya kurang tebal. Hal ini menunjukkan perubahan karakter dari clay dan sandstone melewati siltstone menuju shaly dan siltstone. Hanya ada ssatu terlihat oil yang kecil pada sampel lapisan yang diobservasi dari formasi Torok, terdapat pada kedalaman 250 feet. Pada kedalaman 257-287 feet terdapat clay dan claystone dengan sedikit sandstone (yang tebalnya 1-2 feet) yang mana shaly dan silty menunjukkan tidak adanya minyak dan gas.
Gambar.3 Data sumur walakpa 1 3.2 Zonasi Reservoir Pada tugas ini, akan dianlisis keadaan sumur Walakpa 1 pada interval 300 feet s.d 1700 feet. Data log dibaca menggunakan software Interactive Petrophysics, kemudian dilakukan zona reservoir untuk nantinya kan dihitung nilai saturasi airnya.
Gambar.4 Zonasi resevoir pada kedalaman 1575 feet s.d 1587 feet Zona tersebut merupakan zona reservoir ditandai dengan penurunan log GR (intensitas rendah) dan defleksi kurva SP yang menunjukkan adanya sand (sebagai reservoir) . Selain itu ditunjukkan dengan defleksi dari NPHI dan RHOB secara berlawanan yang menujukkan ada ruang kosong yang kemungkinan besar ditempati oleh fluida.Untuk menentukan jenis fluida yang mendominasi ruang pori tersebut, kita dapat melihat defleksi kurva resistivitas. Nilai resistivitas yang terekam pada data log cukup tinggi sehingga dapat diperkirakan pada zona tersebut didominasi oleh fluida hidrokarbon. Pada zonasi ini didapatkan zona reservoir pada kedalaman 1575 feet s.d 1587 feet yaitu formasi Torok yang akan dihitung parameter fisis batuannya.
3.3 Kandungan Shale Setelah melakukan zonasi pada sumur Walakpa 1 berdasarkan nilai kurva log GR dan gabungan log densitas Neutron, maka didaptkan nilai kandungan shale pada tiap-tiap titik pengukuran. Volume shale pada zona reservoir dapat dihitung dengan menggunakan
persamaan (9) berdasarkan data dari log gamma ray. Porositas shale dihitung dengan menggunbakan persamaan (6) untuk mendapatkan porositas total shale. Porositas shale dihitung pada zona yang mengandung shale yaitu pada formasi pebble shale pada kedalaman 1743 feet s.d 2041 feet. Porositas shale pada setiap kedalamn tersebut dirat-rata dan diperoleh porositas shale ialah 38.40 %. Nilai ini akan digunakan untuk menghitung porositas efektif zona reservoir. Dari perhitungan volume shale dari Gr log rata-rata volume shale pada zona reservoir sekitar 17.64 %.
3.4 Porositas Efektif Reservoir Porositas efektif reservoir dihitung dengan mengurangkan porositas total dengan hasil perkalian porositas shale dan volume shale tiap kedalaman. Secara definitif, porositas efektif didefinisikan sebagai porsitas yang interconected. Dari hasil perhitungan diperoleh nilai porositas efektif pada zona reservoir rata-rata sekitar 17.75%. Tabel .2 Kualitas Porositas
Berdasarkan tabel.2 di atas nilai porositas efektif zona reservoir masuk dalam kategori reservoir yang baik. Ruang pori dalam reservoir saling terhubung sehingga akan dapat mengalirkan fluida (permeabel).
3.5 Penetuan Nilai Rt, Rxo, Rw dan Rmf Resistivitas benar (Rt) merupakan resistivitas batuan formasi yang terisi oleh fluida baik air maupun minyak. Formasi yang memiliki nilai Rt adalah formasi yang tak terkontaminasi oleh lumpur bor. Sedangkan zona yang terkontaminasi oleh lumpur disebut sebagai resistivitas terinvasi Rxo. Rt diperoleh secara langsung dari ILD dan Rxo diperoleh secara langsung dari LL8. Resistivitas air formasi (Rw) merupakan resistivitas air pengisi ruang pori batuan. Rw formasi sangat penting karena memberikan informasi tentang salinitas formasi. Pada tugas ini nilai Rw diperoleh dengan metode pickett plot yang dilakukan dengan
menngunakan bantuan matlab. Dari hasil pickett plot, Rw diperoleh ketika pada reservoir tersaturasi.
Gambar.5 Hasil Pickett plot Dari hasil pickett plot diperoleh resistivitas air tawar Rw yaitu 0.404 Ωm. Fluida yang konduktif ditunjukkan dengan nilai resis yang rendah. Nilai Resistivitas mud filtrat (Rmf) dihitung dengan metode rasio seperti pada persamaan (14). Dari hasil perhitungan diperoleh resistivitas lumpur sekitar 0.40144 Ωm. Lumpur tersebut lebih konduktif dari air tawar, hal tersebut menujukkan dalam reservoir ini terdapat air asin yang bercampur dengan lumpur. Dapat dikatakan bahwa lumpur pemboran mengandung banyak garam.
3.5 Penentuan Saturasi Air Setelah diperoleh parameter-parameter fisis dari zona reservoir, maka selanjutnya menentukan saturasi air. Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya saturasi air merupakan ruang pori batuan yang terisi oleh air. Dari nilai saturasi air, dapat ditentukan nilai saturasi hidrokarbon pada formasi tersebut dalam hal ini ialah formasi Torok yang merupakan zona reservoir. Asumsi umum adalah bahwa mula-mula terisi oleh air dan selang masa perubahan reservoir mula-mula terisi oleh air dan selang masa perubahan geologi, minyak atau gas yang terbentuk di tempat lain bermigrasi ke formasi yang berpori menggantikan air pada ruang pori. Saturasi air dipengaruhi oleh ukuran dan distribusi pori batuan, ketinggian di atas free water level dan adanya perbedaan tekanan kapiler. Pori-pori terdiri dari dari perselingan antara pori-pori halus dan pori yang lebih besar. Dalam kondisi seperti ini, air sebagai fase pembasah cenderung menempati pori yang lebih kecil akibat dari gaya tarik menarik antara
matrik batuan dan air. Faktor tekanan kapiler berpengaruh pada kemampuan minyak untuk menempati pori-pori. Pada minyak tidak terjadi migrasi kapiler karena tekanan kapiler kurang besar untuk terjadi. 3.5.1 Perhitungan Saturasi Air dengan Persamaan Archie Persamaan Archie merupakan persamaan dasar dalam penentuan saturasi air pada batuan dan persamaan ini menjadi dasar untuk penurunan persamaan saturasi air lainnya. Dari perhitunagn dengan persamaan Archie diperoleh saturasi air sekitar 40.13% dengan log saturasi air ditunjukkan gambar (5). Dalam persamaan Archie ada beberapa parameter yang baru dan nilainya tidak bisa diukur dan hanya teoritis. Variabel Archie yaitu a, m dan n tidak dapat diukur dengan alat sehingga diperlukan pemahaman mengenaidefinisi. Nilai a adalah faktor turtuositas batuan di mana turtuositas bangunn adalah perbandingan jarak yang ditempuh fluida dalam batuan dengan panjnag kesuluruhan batuan dengan kata lain nilai minimum a adalah 1. Nilai n berhubungan dengan jalur konduktivitas . Ketika pori-pori batuan berisi air formasi artinya semua jalur ion dalam batuan tidak terputus , emakin besar n semakin konduktif batuan tersebut begitupula sebaliknya. Dengan kata lain, nilai n menggambarkanhambatan yang di alamai ion-ion batuan dan nilai n berubah-ubah tergantung pada saturasi air. Parameter m atau eksponen sementasi menunjukkan baik tidaknya sementasi pada batuan. Semakin baik sedimentasi bataun , semakin tinggi nilai m begitupula sebaliknya. Hubungan dari ketiga parameter tersebut adalah sebagai berikut, sementasi batuan yang baik akan membuat jalan pori penuh dengan semen sehingga membuat luas jalan pori mengecil akibat nilai efisiensi aliran di mana hal itu ditunjukkan nilai m yang membesar. Nilai m mengambil peranan penting dalam penentuan besarnya nilai saurasi. Bila penentuan m salah maka akan berdampak secar langsung.
Gambar.6 Log saturasi air dengan persamaan Archie Pada persamaan archie terlihat nilai m menentukan besarnya Sw. Jadi, persamaan Archie dapat digunakan pada formasi batuan yang telah diketahui variabel-variabel Archie nya. Pada tugas ini formasi Torok ditentuakan sebagai formasi sand yang memiliki nilai a=0.81 , m=2 dan n=2. Dari hasil perhitungan saturasi hidrokarbon sekitar 59.87% dengan kata lain lebih dari setengah ruang pori batuan terisi oleh minyak dan gas.
3.5.3 Persamaan Indonesia Persamaan Indonesia digunakan dalam evaluasi formasi shaly sand. Input data dari persamaan Indonesia adalah eksponen saturasi(m), resistivitas benar (Rt) , volume shale, porositas effektif, faktor turtuosity (a), resistivitas shale ( Rsh), dan resistivitas air formasi. Dalam memnetukan saturasi air dengan persamaan Indonesia, formasi dianggap mengandung shale. Persamaan ini merupakan persamaan non linier yang mengoreksi kandunganshale dalam formas. Besarnya kandungan shale tidak dapat diartikan secara langsung dengan semakin tingginya saturasi. Variabel yang berpengaruh ialah resistivitas shale. Perhitungan saturasi air pada zona resitivitas rendah dengan persamaan Indonesia memberikan nilai
saturasi air yang sangat tinggi. Gambar 6 menunjukkan grafik saturasi air terhadap kedalaman. Hasil dari perhitungan saturasi menggunakan persamaan Indonesia ialah sekitar 97.7%, hal ini menunjukkan bahwa kandungan minyak dan gas pada reservoir sangatlah kecil.
Gambar.7 Perhitungan saturasi dengan persamaan Indonesia
3.5.4 Metode Rasio resistivitas Metode rasio resistivitas merupakan rasio antara resistivitas benar dengan resistivitas zona terkontaminasi filtrat lumpur dan rasio resistivitas formasi dengan filtart lumpur. Input data dari metode ini ialah Rxo, Rw, Rt, dan Rmf. Dengan demikian metode rasio resistivitas tidak memerlukan informasi volume kandungan serpih dan porositas. Dari hasil perhitungan dengan saturasi air metode ini menghasilkan saturasi air yang lebih beragam terlihat dari bentuk kurva log yang tidak smooth bila dibandingkan dengan dua persamaan sebelumnya. Nilai saturasi air yang diperoleh menggunakan persamaan ini memiliki nilai lebih dari 100%, hal tersebut tidak mungkin terjadi. Dengan kata lain metode ini tidak cocok digunakan untuk mrnghitung saturasi air pada formasi Torok Walakpa 1. Karena metode rasio resistivitas cocok untuk reservoir karbonat, sedangkan formasi Torok merukan jenis formasi shaly sand.
Gambar.8 Saturasi Air dengan metode rasio resistivitas Dari perhitungan saturasi air menggunakan tiga persamaan tersebut, persamaan Archie meberikan nilai saturasi air yang tidak terlalu tinggi sehingga dapat dikatakan zona tersebut prospek sebagai reservoir hidrokarbon, namun perlu ditinjau lebih jauh lagi. Sedangkan saturasi air yang diperoleh dari persamaan Indonesia sangat tinggi sehingga keterdapatn hidrokarbon dalam resrvoir sedikit.
3.6 Identifikasi Zona Hidrokarbon Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya untuk mengidentifikasi zona hidrokarbon digunakan log GR, SP, log resistivitas log densitas dan log porositas. Zona reservoir diliaht dari litologi dengan melihat log GR dan log SP besrta log porositas dan densitas. Untuk mengidentifikasi keberadaan hidrokarbon dalam batuan dapat dilihat dari log resistivitas. Jika pada sumur tersebur memiliki rsestivitas tinggi maka di formasi tersebut terdapat hidrokarbon
Jika pada sumur tersebur memiliki rsestivitas tinggi maka di formasi tersebut terdapat hidrokarbon
