BY SARJU WINARDIBY SARJU WINARDI

DEPT. OF GEOLOGICAL ENG

GADJAH MADA UNIVERSITY

CONTENTS

� Undisturbed reservoir vs invasion

� Petrophysical properties

� HC identification

� Archie experiment

� Evaluation procedures

� Environmental correction

� Temperature calculation� Temperature calculation

� Rw & Rmf calculation

� m (cementation exponent) calculation

� Multimineral identification

� Shale volume calculation

� Porosity calculation

� Fluid saturation calculation

� Moveable oil calculation

THE UNDISTURBED RESERVOIR

Matrix batuan bisa tersusun oleh:- butiran pasir- butiran calcite- butiran dolomite- atau campuran ketiga-tiganya.

Diantara butiran butiran terdapat poripori yg dapat terisi oleh : air, minyak dan/ atau gas.

Air membentuk film tipis yang menyelimuti butiran batuan danmenempati celah celah yang paling sempit.

Air tadi membentuk jalur yang tak putus-putus, meskipun sangatberliku-liku menembus struktur batuan.

Oil menempati ruang pori yang lebih besar. Kalau ada gas, ia akanmenempati pori yang paling besar.

Undisturbed Reservoir

INVASION PROFILE

Invasion picture on the resistivity logs

Depth of investigations:-LL8 - 1 ft ~ Rxo-ILM - 2 ft-ILD - 5 ft ~ Rt

Dapat disimpulkan bahwa:

Sands ⇒ water bearingLumpurnya tawar sebabLumpurnya tawar sebab

LL8 >> ILD dalam reservoir.

Invasi-nya dangkal karena

ILM~ILD

Shales tidak punya perme

abilitas karena ketiga kurvabertumpukan jadi satu.

Invasion Profiles

Notes:

1. Rxo > Rt

2. Dalam formasi

yang porositasnya

tinggi dan Sh-nya

tinggi pula akantinggi pula akan

timbul annulus

(hanya berumurbeberapa harisaja)

Petrophysical Properties

� Parameter parameter batuan yang penting dalam

analisa log adalah:� Porositas (ø, %)� Kadar air / Water saturation (Sw, %))� Permeabilitas (K, mD)

�Dua yang pertama menentukan: jumlah oil ataugas dalam reservoir.

� Yang terakhir menentukan: Laju produksihydrocarbon.

Indikasi HC dalam Reservoir

� Keberadaan HC dalam ruang pori-pori diketahui denganmengukur tahanan-jenis listrik /electrical resistivity formasi.

Asumsi:

� Matrix batuan tidak menghantarkan arus listrik.

� Ini berarti hantaran listrik sepenuhnya dilakukanIni berarti hantaran listrik sepenuhnya dilakukan

� melalui air dalam pori-pori.

� Ini dimungkinkan karena air tadi mengandung NaCl.

� Jadi: Batuan yang mengandung air punya high conductivity (atau low resistivity).

1

Note: conductivity = --------------------------

resistivity

Migrated oil or gas menggusur sebagian air dari

ruang pori-pori.

Maka volume air sebagai penghantar listrik berkurang.Arus listrik sekarang mengalir melalui jalan yang lebihberliku-liku, akibatnya :

Tahanan-jenis listrik (resistivity) bertambah.

Prinsip Pengukuran Logging :

- Kita ukur resistivitas sebuah reservoir - R1Lalu diukur resistivitas reservoir lain yang diketahuimengandung air - R2.

Bila R1 lebih besar dibanding R2,

maka dapat disimpulkan: Ada HC dalam reservoir R1.

Archie Experiment (1942)

Rumus Archie yang disederhanakan:

Rumus Archie dapat ditulis sbb:

F x Rw RoSwn = ---------- = -----

Rt Rt

Jika n = 2,RoRo

Sw = √ --------Rt

Rumus ini dapat dipakai bila kita punya zona yang sudah diketahui mengandung air (water bearing), tanpa

perlu data porositas.

Formation Resistivity Factor

Untuk harga-harga porositas yang biasa ditemui dalam

logging, formation factor dihitung sbb:

1Pada limestone: F = -------

ΦΦΦΦ 2

0.81 0.62Pada sandstone: F = ---------- or F = ---------

ΦΦΦΦ 2 ΦΦΦΦ 2.15

dimana:Constanta a = 1 atau 0.81 atau 0.62 dinamakan cementation factor.

Prosedur Evaluasi Formasi

� Formation Evaluation dapat dilakukan memakai 3 log:Log yang menunjukkan permeable zonesLog Resistivitas dari pada uninvaded zonesLog Porositas dari pada zona zona diatas.

� Log yang menunjukkan Permeable zones adalah:� Log yang menunjukkan Permeable zones adalah:

� Spontaneous Potential atau Gamma Ray

� Log Resistivitas:

� Deep Induction atau Deep Laterolog

� Log Porositas:

� Density, Neutron atau Sonic

Environmental Correction

Temperature Calculation

1. PERHITUNGAN SUHU FORMASI

D x (BHT-Ts)

Tf = + Ts Td

Tf : suhu formasi (o F) D : kedalaman formasi yang diukur Td : kedalaman total Ts : suhu permukaan (o F)

Rw & Rmf Calculation 2. PERHITUNGAN Rmf

Ts + 6.77 Rmf = x R1

Tf + 6.77

Rmf : tahanan jenis mud filtrat pada kedalaman tertentu (ohmm) Ts : suhu permukaan (o F) Tf : suhu formasi (o F) R1 : Rmf di permukaan dilihat pada log header

3. PERHITUNGAN Rw

R2

Sp = - K x log Rw

K = 60 + 0.133 x Tf

Sp : harga log SP K : konstanta R2 : Rmf pada kedalaman tertentu Rw : tahanan jenis air formasi (ohmmeter)

Resistivity of NaCl Solutions

0.16 Ohm-m

25°C 120°C

0.052 Ohm-m

Chart Gen-9

Resistivity of Formation Water: Rw

Rw depends on the water

salinity and the

temperature.

Even if water salinity is

know, temperature can be know, temperature can be

an issue.

Temperature sensors in the tool

string measure the mud

temperature or the temperature

inside the tool (slightly warmer

than the mud temperature).

Formation temperature is

usually higher than mud

temperature.

Metode Menghitung Rw

� Rw dari SP, SP= -K log (Rmfe/Rwe); K=61+0.13 TF

� X-plot phi vs Res, Hingle Plot, Picket Plot

� Metode Rasio, Rw = (Rt/Rxo).Rmf

� Rw(a) = Rt/F

� Rw dari EPT, Rw <= (Phi-EPT)^2 . Rt� Rw dari EPT, Rw <= (Phi-EPT)^2 . Rt

� Sumber lain:

� Katalog

� Well testing

m calculation

Variasi harga m dan n sangat besar.

Table 6-1 disusun untuk lapangan-lapangan di Amerika dari

data core.

Untuk formasi sandstone:m bervariasi dari 1.5 sampai 2.0n bervariasi dari 1.3 sampai 2.2

variasinya cukup besar meskipun harga rata-ratanyasekitar 2

Harga cementation exponent m sangat dipengaruhi oleh

bentuk butiran (grain shape):

Cementation exponent: m

m is often determined from core

for certain formations, but can

vary with silt or clay content, or

may not be linear with porosity.

Shell variable m:

m = 1.87 + 0.019 / Total Porosity

Ro

/Rw

(lo

g s

cale

)

Slope = -m

am = 1.87 + 0.019 / Total Porosity

Raiga Clemenceau suggested that m must

be related to permeability (K):

m = 1.28 + 2 / (logK + 2)

Another variable m formula is from the

famous Humble data set, but forcing a=1:

m = 2.05 - Total Porosity

Ø (log scale)1.00.01

a

Hubungan antara m dengan permeability dan porosity telah diusulkan sbb: - m = 1.28 + 2/(log k + 2)- m = 2.05 - Φtapi faktor yang menentukan adalah kandungan clay.

Umumnya saturation exponent n dianggap mempu-nyai harga yang sama dengan m.nyai harga yang sama dengan m.

Dalam carbonates, harga m berkaitan langsung denganbesarnya bagian ruang pori-pori yang berbentuk vugular.

1. Untuk porositas vugular + fossilmoldic (Nugent, 1984) :

2(logфs)m ≥ ---------------

log фt

2. Untuk porositas vugular + oomoldic (Nurmi, 1984):

m pada carbonate

2(фm)m ≥ ---------------, фm = фt –фvug , фvug= 2(фt –фs)

log фt

3. Untuk porositas fracture (Rasmus, 1983):

Log [фs3 + фs

2 (1–фt) + (фt-фs)]m = ------------------------------------------

Log фt

Water Saturation : n

n is saturation dependent

in fresh water, the error

due to variation on n

decreases at higher

saturations.

n measurements can be

made on core, but they are

difficult and expensive.

n may also be saturation

equation dependent.

MULTIMINERAL IDENTIFICATION

Volume mineral-mineral dapat ditentukan dengan log density, neutron, sonic dan spectral gamma ray.

Mineral-mineral yang penting adalah :sandstone, limestone, dolomite (dan anhydrite).sandstone, limestone, dolomite (dan anhydrite).

Komponen-komponen yang mengganggu adalah shale

dan mineral-mineral yang lebih jarang ditemui: gypsum, salt, polyhalite dan sulfur.

THE M-N PLOT

Tiga kurva porositas dikombinasi sedemikian hingga :- pengaruh perubahan porositas dihilangkan- pengaruh variasi batuan di- maximal-kan

Besaran M dan N dirumuskan sbb:M = 0.01 (tf - t )/(ρρρρb - ρρρρf )

N = (ΦΦΦΦNf - ΦΦΦΦ N )/(ρρρρb - ρρρρ f )N = (ΦΦΦΦNf - ΦΦΦΦ N )/(ρρρρb - ρρρρ f )dimana:

t [µsec/ft], ρρρρb [gr/cc] dan ΦΦΦΦN [fractional] harga log

sonic, density dan neutron, dantf ρρρρf ΦΦΦΦNf adalah harga-harga untuk cairan dalam pori:

189, 1.0, 1.0 untuk fresh mud185, 1.1, 1.0 untuk salt mud

THE MID PLOT

Plot MID (matrix identification) memakai log-log yang

sama seperti yang dipakai oleh plot M-N.

Plot ini dilakukan berdasarkan pada: Plot ini dilakukan berdasarkan pada:

- apparent matrix density (ρρρρma)a dan

- apparent matrix travel time (t ma)a

untuk setiap level yang diselidiki.

Untuk menentukan (ρρρρma)a dipakai fig 6-8 dimana telah

ditarik garis-garis yang punya harga (ρρρρma)a konstan.

Data ρb dan ΦΦΦΦN dipakai sebagai input.

Untuk menentukan (t ma)a dipakai chart yang diperlihat-

kan pada fig 6-9.kan pada fig 6-9.

Harga-harga (ρρρρma)a dan (t ma)a lalu dimasukkan kedalam

chart fig 6-7.Contoh: titik B adalah campuran dolomite-calcite.

THE LITHO-DENSITY-NEUTRON METHOD

Inilah metode yang paling mutakhir dimana input yang dipakai adalah RHOB,NPHI dan PEF.

Dalam metoda ini dilakukan crossplot antara

apparent matrix density (ρρρρma)a versus ma a

apparent volumetric absorption index (Uma)a

Lihat fig 6-10.

Volumetric absorption index suatu formasi:

U = Pe(ρρρρb + 0.1883)/1.0704 (6.10)

Harga index suatu campuran mineral-mineral adalah penjumlahan index masing masing mineral secara linear.

Untuk suatu formasi dengan porosity ΦΦΦΦ :Untuk suatu formasi dengan porosity ΦΦΦΦ :

U = ΦΦΦΦ. Uf + (1- ΦΦΦΦ)Uma (6.11)dimana :

Uf - the absorption index for pore fluidUma - the absorption index for the matrix

Untuk suatu formasi yang matrix-nya belum diketahui,kita susun ulang eq. (6.11) dalam bentuk sbb:

(Uma)a = (U - Uf. ΦΦΦΦ) / (1- ΦΦΦΦ) (6.12)Prosedur:

- masukkan ρb dan ΦΦΦΦN dalam fig 6-8 untuk menda-patkan (ρρρρ ma)a dan ΦΦΦΦta (apparent total porosity).

- masukkan Pe, ρρρρ b dan ΦΦΦΦta dalam fig 6-11 untuk - masukkan Pe, ρρρρ b dan ΦΦΦΦta dalam fig 6-11 untuk mendapatkan (Uma)a

- akhirnya masukkan (ρρρρ ma)a dan (Uma)a dalamfig 6-10 dimana prosentase limestone,dolomitedan sandstone bisa dibaca.

4. PERHITUNGAN VOLUME SHALE

V- shale = 0.083 (22.37 x IGR - 1)

GRlog - GRmin I GR =

GRmax - GRmin

V-shale : volume serpih

Shale Volume Calculation

V-shale : volume serpih GRlog : harga GR dari log GRmax : harga GR maksimum GRmin : harga GR minimum

5. PERHITUNGAN POROSITAS

a. ΦΦΦΦ D (Porositas dari log Densitas) ρ ma - ρ b

Φ D = ρ ma - ρ f

Φ D : porositas ρ ma : densitas matriks ρ b : densitas bulk (batuan), dari log

Porosity calculation

ρ b : densitas bulk (batuan), dari log ρ f : densitas fluida

b. Φ N (Porositas dari log Neutron) Φ N untuk LS langsung dibaca dari log, untuk litologi lain;

ΦΦΦΦ N = ΦΦΦΦ Nlog + 4 %

Sonic porosity transform:1. Dengan memakai Willie Time Average (WTA):

DTlog – DTma 1φφφφS = -------------------- x -------

DTfl - Dtma Cpdimana:

φφφφS = porositas sonicφφφφS = porositas sonicDTma = transit time dalam 100% matrix.DTlog = transit time terbaca dari log.DTfl= transit time dalam 100% fluidaCp=compaction factor:

Cp=1 dalam hard formationCp=DTsh/100 dalam unconsolidated formation

Persamaan Raymer Hunt Gardner (RHG):

Porositas sonic dihitung dengan rumus ini tidak memer -lukan Cp dan lebih mendekati harga core porosity serta porositas density-neutron dibanding dengan yang dihi -tung dengan WTA.

Persamaan RHG adalah sbb:φφφφS = c x (DTlog-DTma)/DTlog

Dimana c=0.67c=0.60 dalam gas saturated reservoir rock

Hydrocarbons:Secara umum dianggap bahwa hydrocarbons tidakmemberikan pengaruh yang signifikan terhadap hargatransit time.Fractures/Vugs:Log Sonic tidak melihat fractures dan vugs, karena ha-nya membaca primary porosity yang lebih kecil dari totalnya membaca primary porosity yang lebih kecil dari totalPorosity (φφφφT)Beda porositas total dengan porositas sonic φφφφS adalahsecondary porosity.Secondary Porosity Index SPI = (φφφφT - φφφφS)/ φφφφT

7. KOREKSI PERHITUNGAN

a. koreksi Φ Densitas Φ Dcorr = Φ D - (Φ Dclay . V shale) Φ Dcorr : Porositas-Densitas terkoreksi Φ D : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log densitas Φ Dclay : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log densitas untuk zona clay terdekat V shale : volume serpih V shale : volume serpih b. koreksi Φ Neutron Φ Ncorr = Φ N - Φ Nclay . V shale) Φ Ncorr : Porositas-Neutron terkoreksi Φ N : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log neutron Φ Nclay : harga porositas hasil perhitu-ngan dari log neutron untuk zona clay terdekat V shale : volume serpih

c. Porositas Gabungan (7. Φ Dcorr + 2. Φ Ncorr) Φi = 9 9

Φi : porositas gabungan Φ Dcorr : Porositas-Densitas terkoreksi Φ Ncorr : Porositas-Neutron terkoreksi

Calculation of Sw

6. PERHITUNGAN Sw

a. Persamaan Archie F = Ro / Rw F = a / ΦΦΦΦm

F : Formation volume factor F : Formation volume factor Ro : tahanan jenis formasi yang hanya berisi air (ohmm) Rw : tahanan jenis air formasi (ohmm) a : konstanta sementasi (ss : 0.81 ; ls : 1.0) m : eksponen sementasi (2)

Water Saturation = Fraction of porosity

Porosity, Ø

Vw

Vo

Sw = Vw / Ø

So = Vo / Ø

b. Resistivity Index

I = Rt /Ro

I = 1 / Sw2

I : Resistivity Index Rt : tahanan jenis formasi yang berisi oil dan air (ohmm) Ro : tahanan jenis formasi yang hanya berisi air (ohmm) Sw : saturasi (kejenuhan) air (%)

a. Saturasi Air (Sw) ���� sandstone

Sw = (0.9 / ΦΦΦΦ) . √ Rw/Rt ���� limestone

Sw = (1 / ΦΦΦΦ) . √ Rw/Rt

Model-model Interpretasi Shaly Sand

Beberapa metode interpretasi shaly sand secara historis:

- The automatic compensation method (1950)Log induction dan porositas sonic dipakai langsungdalam rumus Archie. Disini dipakai “compensatingdalam rumus Archie. Disini dipakai “compensatingeffects”.Metode ini paling cocok dalam pasir berporositas me-dium sampai tinggi yang mengandung dispersedclay.

- The dispersed model (1960) memakai porositas sonicdan porositas densitas. Dalam pasir yang mengandung dispersed clay ,sonic mengukur porositas total, sedangkan density mengukur effective porosity. Perbedaannya mengindikasikan tingkat shaliness.Perbedaannya mengindikasikan tingkat shaliness.Methode ini cocok untuk pasir yang mengandungauthigenic clay, tapi juga baik untuk yang mengan-dung laminated clay.

- The Simandoux model (1970) memakai log logdensity dan neutron. Banyaknya shale ditentukan dengan beberapaclay indicators.Methode ini cocok untuk dispersed dan laminated shale.

- Methode-metode yang memakai CEC untuk melaku- Methode-metode yang memakai CEC untuk melakukan transformasi ke model shaly sand.Ada dua versi:

Waxman-Smith dan Dual Water models.Model-model ini memerlukan harga CEC atau Qv

CATION EXCHANGE CAPACITY (CEC)

Akibat adanya substitusi ion didalam clay, lempengan lempengan kristal clay bermuatan negatif. Ion-ion Na+ datang pada permukaan lempengan lem -pengan untuk menetralkan muatan negatif tadi. Ketika clays melakukan kontak dengan larutan garam,cation-cation Na+ mengambang dekat dengan permucation-cation Na+ mengambang dekat dengan permukaan clay. Jumlah cation Na+ dalam 1 gram clay disebut CEC -

Cation Exchange Capacity.

Satuannya adalah milliequivalents tiap gram clay kering.

(1 milliequivalent = 6 x 1020 atoms).

CEC dapat dinyatakan dalam :milliequivalent tiap satuan volume fluid dalam ruang pori-pori, Q:

Q = CEC. ρ (1- Φ )/ Φ meq/cc.dimana :

- Φ adalah porositas clay- Φ adalah porositas clay- ρ adalah densitas clay kering dalam gr/cc

Model Waxman-Smits (W-S)

Daya hantar yg ditimbulkan oleh cation dandaya hantar yg ditimbulkan oleh garam sodium chlorite

diasumsikan bekerja sendiri sendiri dalam ruang poridan membentuk dua jalan yang sejajar.

Dalam 100% water saturation, conductivitas effectif :Dalam 100% water saturation, conductivitas effectif :

Cwe = Cw + BQ (7.8)dimana:

Cw - adalah conductivitas free water [mho/m]B - specific counterion conductivity,

[mho/m per meq/cc]Q - volumetric CEC [ meq/cc].BQ- counterion conductivity [mho/m]

Dalam reservoir yang mengandung h/c, hydrocarbons

memasuki ruang pori-pori dan menggusur free water.

Counterions lebih terkonsentrasikan dalam air yang

tersisa; dan conductivitas efektif air menjadi:

Cwe = Cw + BQ/Swt (7.9)Kita masukkan persamaan diatas ke rumus Archie:

Ct = (Swt . ΦΦΦΦt )2 (Cw + BQ/Swt)

Ct, Φt, dan Cw didapatkan dari data log.

Untuk menghitung Swt kita perlu harga B dan Q , yang

belum bisa didapat dari log ketika WS mengetengahkan

idee-nya.

Model Dual-Water (D-W)

Model D-W menganggap bahwa: - konduktivitas counterion BQ bekerja terbatas

dalam bound water dimana counterion tadiberada.

- konduktivitas elektrolit Cw bekerja terbatas da-lam free water.

Jadi ada campuran dua jenis air: - bound water dengan konduktivitas Cb yang- bound water dengan konduktivitas Cb yang

menempati sebagian ruang pori sebesar Sb,- free water dengan konduktivitas Cw yang

menempati ruang yang tersisa sebesar (1-Sb).Bila Sw=100% , konduktivitas air efektif adalah:

Cwe = Cw(1-Sb) + Cb. Sb (7.11)

Dalam reservoir yang mengandung h/c,hydrocarbons

menggusur free water:

Cwe = Cw(1 - Sb/Swt) + Cb . Sb/Swt (7.12)

Konduktivitas pasir yang mengandung h/c menjadi:

Ct = (Swt. ΦΦΦΦ t)2 [Cw(1-Sb/Swt) + Cb . Sb/Swt] (7.13)t ΦΦΦΦ t

Yang menjadi persoalan sekarang adalah penentuan

Sb dan Cb.

Konduktivitas bound water adalah konduktivitas counterion dibagi oleh volume bound water Sb:

Cb = BQ/WQ = B/W (7.14)

Dengan memakai persamaan terakhir ini, konduktivitas

pasir menjadi :

C = (Swt . Φ )2 [Cw(1 - WQ/Swt) + BQ/Swt] (7.15)Ct = (Swt . Φ t)2 [Cw(1 - WQ/Swt) + BQ/Swt] (7.15)

Inilah persamaan untuk menghitung water saturation da-

lam metode Dual Water.

Bila dipakai harga B, m and n yang sama dalam persamaan W-S dan D-W, maka harga water saturation yang dihitung dengan D-Wakan 10% lebih tinggi dibanding dengan hasil W-S(DW lebih pessimistic dibanding WS)

Bila dipakai harga m lebih tinggi dalam W-S (misalnya 2 diganti 2.2 ) maka kedua harga saturasiakan berdekatan kembali.

Water Saturation : Archie equation - variations

•Nigeria Equation

•Indonesia Equation

nw

w

m

e

cl

cl SaRR

VRt

2

24.11

+= φ

2

2

211

ww

e

cl

V

cl SRR

VRt

cl

+=

− φ

•Waxman-Smits Equation

•Dual Water Equation ( )

−+= wwb

wt

wbw

nwt

mt

t CCS

SC

a

SC

φ

wcl RR

**

21F

SBQRF

SR

wv

w

w

t

+=

The CCD model

2/1

'' 3.17.0

1

'93.1)28.01( +

++−= − φφ v

m

w

nw

vw

mv

mt Q

CS

QmCQC

Clavier, Coats, Dumanoir

( )

2/1

127.079.1'

−+=

φφ

vQm

The SGS model

σ=Swnφ m σw+

1.93mµTQV

1+0.7 µTSw-n/σw

+β0µTφ mQV

µT= 1+0.0414T-22

m= 1.62+1.37 Qφ 1/2

m= 1.62+1.37 QVφ

1-φ

Sen, P.N.; Goode, P.A.; and Sibbit, A.M.: “Electrical conduction in clay bearing sandstones at low and high

salinities,” Journal of Applied Physics 63 no.10 (15 May 1988), pp 4832-4840.

Sen, P.N.; Goode, P.A.:”Influence of temperature on electrical conductivity in shaly sands,” Geophysics 57 no. 1

(January 1992) pp 89-96.

Sen, P.N.; Goode, P.A.: “Shaly sand conductivity at low and high salinities,” presented at the 29th annual logging

symposium of the SPWLA (June 1988) paper F.

Movable Oil Calculation

Invasi tidak hanya mendatangkan problem tapi juga memberi:

Informasi tentang “producibility of HC” yaitu kemampuan reservoir untuk memproduksikan h/c.

Disini dibandingkan Sw dengan Sxo, dimana Sxo adalah kadar air didalam flushed zone:

F . RmfF . RmfSxo = √ -------------

Rxo

Sxo > Sw

Movable oil saturation adalah : (Sxo-Sw)

Kelemahan komputasi Sxo

Komputasi Sxo memakai measured Rmf serta logged Rxodapat dipakai hanya pada “salt-mud condition”.Pada “fresh mud condition” harga Sxo terlalu besar.

Dalam sumur yang dibor dengan fresh mud kita ketahui bahwa Rmf>>Rw.

Karena tidak semua air formasi digusur oleh mud filtrate, maka harga Rmf terlalu tinggi.Harga error-nya besar bila oil-nya heavy dan Shr-nya Harga error-nya besar bila oil-nya heavy dan Shr-nya tinggi.

Bila invasi-nya dangkal, Rxo terlalu rendah karenaterpengaruh oleh air formasi.

Jadi kalau sumur dibor dengan “fresh mud”, Sxo lebih baikdihitung dengan memakai data data log electromagnetic

propagation.