EVALUASI FORMASI DAN PARAMETER EVALUASI FORMASI
Evaluasi Formasi dan Parameter Evaluasi Formasi
1.
Pra-kalkulasi
Pra-kalkulasi merupakan proses awal dalam suatu analisis petrofisik. Proses ini dilakukan guna menghitung besarnya suhu dan tekanan
Formasi terhadap suatu interval kedalaman dangan mengetahui gradien thermal
ataupun tekanan pada Formasi. Prinsip dasarnya adalah bahwa suhu dan tekanan
meningkat secara gradual terhadap kedalaman suatu Formasi. Adapun parameter
input dalam proses ini adalah data dasar yang ada pada well header baik itu
berupa data suhu, tahanan jenis, kedalaman, ukuran mata bor dan lain-lain.
Untuk mengetahui suhu pada suatu kedalaman lubang bor
adalah dangan menggunakan persamaan :
Dimana :
๐๐ :
Suhu Formasi (oC)
BHT : Suhu pada bagian bawah lubang bor (oC)
๐๐ : Suhu di
permukaan (oC)
DT : Kedalaman total (M)
๐ท๐ : Kedalaman
Formasi (M)
Sedangkan tekanan Formasi pada kedalaman
tertentu dapat dihitung berdasarkan persamaan :
Dangan
keterangan:
TVD : Kedalaman vertikal
sumur (M) DFD : dansitas lumpur
pemboran (gr/cm3)
2. Environmental Correction
Kondisi serta kualitas lubang bor sangat
mempengaruhi pembacaan pada saat pengukuran log di lapangan. Berbagai keadaan
tersebut dapat disebabkan oleh aktifitas pada saat pemboran atau keadaan alami
dari Formasi. Berikut merupakan beberapa kualitas
lubang bor yang sangat mempengaruhi pembacaan log yaitu :
1.
Perbedaan ukuran lubang sumur
2.
Badhole
3.
Perbedaan ukuran mata bor
4.
Perbedaan dansitas, salinitas, dan
resistivitas lumpur yang digunakan
5.
Washout / mudcake
Berbagai pengaruh tersebut akan sangat
mempengaruhi sensitifitas pembacaan log terhadap keadaan Formasi sebenarnya.
Koreksi lingkungan dilakukan terhadap beberapa
data log seperti
diantaranya adalah log gamma ray, log tahanan jenis, log dansitas, dan
log neutron.
3. Volume Shale
Volume shale merupakan banyaknya jumlah kandungan shale di dalam batuan. Dikarenakan sifat shale yang memiliki
kandungan radioaktif lebih tinggi
dibandingkan batupasir dan batuan karbonat, maka log gammar ray akan sangat
sensitif dalam perhitungan volume shale tersebut
di dalam reservoir yang porous.
Perhitungan volume shale dapat
dilakukan dangan beberapa metode seperti diantaranya menggunakan log gamma ray
ataupun log SP, namun perhitungan volume shale
menggunakan log gamma ray lebih lazim digunakan dalam eksplorasi
hidrokarbon dikarenakan dianggap lebih baik dibandingkan menggunakan log SP.
Perhitungan indeks gammar ray (IGR )
adalah langkah utama yang harus dilakukan dalam menghitung nilai kandungan shale dari log gamma ray dangan
menggunakan persamaan George Asquith dan Charles Gibson (1982) :
Vsh = 0.083 ( 2(3.7*IGR)
– 1 )
Dimana :
Vsh = volume shale
IGR = indeks gamma ray
Untuk menghitung
harga indeks gamma ray (IGR) digunakan rumus :
Dimana :
IGR = indeks gamma ray
GRlog
= pembacaan kurva gamma ray
GRmin = pembacaan kurva gamma ray bernilai minumum GRmax = pembacaan kurva gamma
ray bernilai maksimum
Apabila Vsh lebih dari 10% maka temasuk
dalam shaly sand sedangkan yang
memiliki Vsh kurang
dari 10% termasuk dalam clean sand.
4. Porositas
Porositas merupakan presentase ruang
pori yang terdapat di dalam batuan disebandingkan terhadap volume total batuan
tersebut. Dangan kata lain porositas merupakan representasi dari kemampuan
suatu batuan reservoir untuk menyimpan fluida. Secara matematis porositas dapat
dinyatakan dalam persamaan dasar yaitu :
Secara umum porositas dapat dibagi menjadi dua jenis
berdasarkan proses pembentukannya yaitu porositas
primer dan porositas sekunder. Porositas primer merupakan porositas yang terbentuk
bersamaan dangan proses pembentukan batuan tersebut serta proses pascasedimentasi berupa konsolidasi, kompaksi
dan sementasi. Sedangkan porositas sekunder merupakan porositas yang
terbentuk setelah terbentuknya batuan tersebut. Pembentukan porositas sekunder
ini dapat diakibatkan proses
disolusi, pelapukan, replacement, maupun porositas rekahan. Pada batuan karbonat, porositas
sekunder umumnya terbentuk sebagai akibat dari proses disolusi dari mineral
karbonat yang bereaksi terhadap air meterorik. Sedangkan pada batuan-batuan
kristalin ataupun batuan vulkanik,
porositas sekunder yang biasa terbentuk adalah akibat proses alterasi ataupun
rekahan rekahan akibat aktifitas tektonik. Berikut merupakan klasifikasi porositas (Koesoemadinata,
1980) :
· 0-5 % : Diabaikan
· 5-10 % : Buruk
· 10-15 % : Cukup
·
15-20 % : Baik
· 20-25 % : Sangat baik
· > 25 % : Istimewa
Perhitungan porositas dapat dihitung menggunakan beberapa
metode dari berbagai jenis log yaitu diantaranya :
1.
Porositas log Dansity dan log Neutron
Hubungan antara porositas total dan porositas absolut
berdasarkan nilai log dansitas dan log neutron dapat dijelaskan dangan
persamaan berikut (Bateman dan Konen, 1977 dalam Asquith dan Krygowsky, 2004) :
รT : Porositas total รE : Porositas efektif
รTsh : porositas total shale Vbm : Bound water volume
Vsh : Volume shale ฮกDsh : Dansitas dry shale
ฮกsh : Dansitas wet shale ฮกma : Dansitas matriks
ฮกw : dansitas air
5. Permeabilitas
Permeabilitas merupakan suatu kemampuan
batuan yang menyatakan tingkat kemudahan suatu batuan untuk dilewati fluida
dangan viskositas tertentu dan pada gradien tekanan
tertentu. Prinsip dasar permeabilitas diperkenalkan oleh H. Darcy (1856) yang
dinyatakan dalam persamaan :
Dimana :
Q : Laju alir
fluida (Cm3/sec)
A : Luas
penampang pori (Cm2)
ฮผ :
Viskositas fluida (cps)
P1-P2 : Perbedaan tekanan (Atm)
L : Panjang
media (Cm)
K :
Permeabilitas (Darcy)
Terkait dengan perhitungan log secara kulaitatif, permeabilitas K ditentukan dengan persamaan dibawah ini :
Dimana porositas perhituangn dan kejenuhan air minimum
telah ditentukan melalui perhitungan sebelumnya. Permeabilitas umumnya dinyatakan berdasarkan
banyaknya fluida yang mengalir dalam suatu batuan. Secara garis besar
permeabilitas dibagi menjadi beberapa jenis, yaitu :
1.
Permeabilitas Absolut yaitu
permeabilitas dimana fluida yang mengalir pada media berporinya terdiri dari
satu macam fluida.
2.
Permeabilitas efektif yaitu
permeabilitas dimana fluida yang mengalir lebih dari satu macam jenis fluida
atau dangan kata lain dapat dairtikan sebagai kemampuan batuan untuk
mengalirkan fluida dangan adanya fluida lain di dalamya.
3.
Permeabilitas relatif yaitu
merupakan perbandingan antara permeabilitas
absolut dan efektif.
6. Kejenuhan Air (Sw)
Kejenuhan air didefenisikan sebagai fraksi dari pori batuan yang
mengandung atau diisi oleh air. Harga Sw dapat dihitung dangan metoda persamaan
Archie :
๐๐ค = √๐น . ๐ ๐ค
Dimana:
Sw : Kejenuhan air Formasi
Rt : Resistivity Formasi
dibaca pada log LLD
Rw : Resistivity
air Formasi
F : Faktor
Formasi,harganya tergantung porositas batuan
Hubungan antara faktor Formasi(F) dangan porositas (ร) dapat dihitung
dangan rumus :
Dimana :
m : eksponen sedimantasi (2)
a : konstanta (untuk batupasir = 0,81
dan batugamping = 1)
