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

Transkripsi

1 PEETUA CEMETATIO EXPOET (m) TAPA ADAYA CLEA ZOE DA WATER BEARIG PADA RESERVOAR KARBOAT Oleh : Widya Utama, Puguh Hiskia, Benny ugroho Ardhiansyah, Septa Erik Prabawa Program Studi Geofisika Jurusan Fisika, F-MIPA, Institut Teknologi Sepuluh opember Surabaya Gd. G-404 Kampus ITS Sukolilo Jl. Arief Rachman Hakim, Keputih Sukolilo, Surabaya widya@physics.its.ac.id, benny_na@physics.its.ac.id, eriek_ans@physics.its.ac.id 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 R mf, 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 R W yang didapat dari perumusan SSP. Dengan menggunakan relasi antara ILDRT (% 0 ) dengan R W (% 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 S W yang pada akhirnya menentukan kualitas reservoar. Keywords : cementation exponent, porosity, formation factor, clean zone, water bearing, reservoar karbonat PEDAHULUA 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.

2 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) D D {gas} (1) 2 D D 2 {fluida minyak} (2) ma b DE ma f (3) dengan : PHI (neutron porosity) DE D porosity density D porosity neutron-density ma density matriks (gr/cm 3 ) f densitas fluida (gr/cm 3 ) b RHOB bulk density (gr/cm 3 ) Volume Kandungan Lempung (V clay ) Pada tiap zona dihitung besarnya kandungan clay shale, dengan mengunakan persamaan. (Hendrayana, Yana, 1997) GRlog GRmin V clay GRmax GRmin (4) dengan : V clay volume clay (gr/cm 3 ) GR log GR pada kedalaman tertentu (API) GR min GR minimum (carbonat) GR max GR maximum (shale) GR Gamma Ray Harga V clay bervariasi : 0 F V clay 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 R W untuk resistivitas air atau R t untuk resistivitas sesungguhnya. Besarnya R W (resistivitas air formasi) dihitung dengan menggunakan chart (SLB) atau dengan menggunakan perumusan : Rmf new SSP -K log Rw (5) dengan : K 60 + (0,133 x formation temperature) ( temp _ permk + 6,77) R mf new R mf x ( ) temp _ baru + 6,77 R mf new resisitivitas mud filtrate baru R mf resisitivitas mud filtrate pd permukaan R w 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 (S W ), yang diekspresikan dalam persen. Saturasi hidrokarbon ditentukan dari pengurangan terhadap besarnya saturasi air.

3 Setelah R w didapat, maka langkah selanjutnya adalah menghitung besarnya S W. S W dapat dihitung dengan menggunakan Schlumberger chart atau menggunakan perumusan Archie, yakni: S W Rw F Rt (6) Persamaan Archie : a F m (7) dengan : S W saturasi air formasi pada uninvaded zone F faktor resisitivitas formasi R W resisitivitas air formasi R t 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 : Langkah-langkah dalam metodologi penelitian ini dilakukan dan akan dijelaskan sebagai berikut : Kurva log Kurva log Identifikasi Zona Reservoar Menentukan K, SSP, R mf, R W Menentukan cementation exponent Menentukan Faktor Formasi Menentukan S w 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 (R t atau ILDRT) eutron atau PHI 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, R mf, R W Penentuan K, SSP, R mf, dan R W 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 R w log Rt m (8) 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 S w

4 Penentuan S w didasari karena R w dihitung pada daerah yang tanpa water bearing zona atau daerah yang tidak mengandung air, sehingga diharapkan akan memperoleh nilai S W. AALISA DA PEMBAHASA 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 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 ± 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 (S W ) 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 ft. Resisitivitas yang terambil berkisar antara 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 (S W ) 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 ft. Resisitivitas yang terambil berkisar antara ohm-m merupakan variasi dengan rentang yang jauh pada zona yang sama. Sedangkan porositas efektif yang terambil dari zona tersebut berkisar pada ± 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 (S W ) 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. KESIMPULA 1. Sumur uji GEO-1 diambil pada kedalaman ft, sumur uji GEO-2 pada kedalaman ft, dan sumur uji GEO-3 pada kedalaman 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, Faktor formasi pada masing-masing sumur uji. Sumur GEO-1 berkisar 43,24, Sumur

5 GEO-2 berkisar 418,16, dan Sumur GEO-3 berkisar 24, 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 Interpretasi Data Well Logging Sumur Terbuka Dengan Metode Interpretasi Schlumberger Menggunakan Elemental Log Analysis (ELA). Jurusan Fisika FMIPA ITS. Surabaya. Schlumberger Log Interpretation Principles/Applications. Schlumberger Educational Services. United States of America. Sudarmo, Yan 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

6 Kedalaman (Feet) TABEL 1. DATA LOG DA AALISA DARI SUMUR GEO-1 R t (Ohm m) SSP (MV) m F S W (V/V) 3290, , , , , ,8897 0, , , , , , ,7811 0, , , , , , ,4087 0, , , , , , ,8073 0, , , , , , ,0189 0, , , , , , ,3108 0, , , , , , ,0247 0, , , , , ,4561 0, , , , , ,97 0, , , , , , ,7032 0, , , , , , ,056 0, , , , , , ,6645 0, , , , , , ,8727 0, , , , , ,6943 0, , , , , ,9328 0, , , , , ,0554 0, , , , , ,2404 0, , , , , ,4455 0, , , , , ,5345 0, , , , , ,3804 0, , , , , , ,6047 0, , , , , , ,4059 0, , , , , , ,1854 0, Rata-rata 2, , , Formasi Faktor ,12 0,14 0,16 0,17 0,19 0, ,19 0,17 0,15 Porosity

7 Kedalaman (Feet) TABEL 2. DATA LOG DA AALISA DARI SUMUR GEO-2 R t (Ohm m) SSP (MV) m F S W (V/V) 3324, , , , , ,254 0, , , , , , ,919 0, , , , , , ,511 0, , , , , , ,657 0, , , , , , ,471 0, , , , , , ,94 0, , , , , , ,879 0, , , , , , ,685 0, , , , , , ,064 0, , , , , , ,471 0, , , , , , ,811 0, , , , , , ,023 0, , , , , , ,471 0, , , , , , ,261 0, , , , , , ,958 0, , , , , , ,893 0, , , , , , ,211 0, , , , , , ,007 0, , , , , , ,285 0, , , , , , ,531 0, , , , , , ,604 0, , , , , , ,308 0, , , , , , ,827 0, , , , , , ,446 0, , , , , , ,392 0, Rata-rata 2, ,1552 0, Faktor Formasi ,0678 0,0799 0,0774 0,0943 0,0897 0,0959 0,0993 0,0926 0,0841 0,0748 0,0721 0,0783 0,0769 Porosity

8 Kedalaman (Feet) TABEL 3. DATA LOG DA AALISA DARI SUMUR GEO-3 R t (Ohm m) SSP (MV) m F S W (V/V) 3452, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Rata-rata 2, , , Faktor Formasi , ,19717 Porosity