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 :

𝑇_𝑓                      : Suhu Formasi (oC)

BHT         : Suhu pada bagian bawah lubang bor (oC)

𝑇_𝑠                 : Suhu di permukaan (oC)

DT           : Kedalaman total (M)

𝐷_𝑓                : 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) :

ØT         : Porositas total                ØE             : Porositas efektif

ØTsh     : porositas total shale       Vbm          : Bound water volume 

Vsh       : Volume shale                ΡDsh           : Dansitas dry shale              

Ρsh        : Dansitas wet shale       Ρma              : Dansitas matriks 

Ρw       : 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)

μ                      : 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 :

𝑆𝑤 = √𝐹 . 𝑅𝑤

𝑅𝑡

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 (Ø) dapat dihitung dangan rumus :

Dimana :

m         : eksponen sedimantasi (2)

a          : konstanta (untuk batupasir = 0,81 dan batugamping = 1)

Share this post