Welcome to repository civitas UGM - repository civitas UGM ...repository.ugm.ac.id/135147/1/420-437 M2P-03.pdfResistivity Ratio atau Rocky Mountain (1949), Crossplots (1960-an) dan

PROSIDING SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-7Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada, 30 – 31 Oktober 2014

420

M2P-03

KOMPILASI METODE WATER SATURATIONDALAM EVALUASI FORMASI

Imam Fajri Dwiyono1*, Sarju Winardi1

1Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada, *Email: [email protected]

Diterima 20 Oktober 2014

Abstrak

Pada suatu pemboran eksplorasi, tahapan yang sangat penting adalah menganalisa kejenuhan fluidapada reservoar. Sistem fluida yang ada pada suatu reservoar biasanya multi fasa (air danhidrokarbon). Saturasi hidrokarbon (minyak atau gas bumi) dapat diketahui dengan terlebih dahulumenghitung saturasi airnya, dengan demikian penentuan nilai saturasi air (Sw = water saturation)menjadi kunci untuk mengetahui suatu interval reservoar apakah dominan mengandung air atauhidrokarbon. Perkembangan teknologi eksplorasi khususnya teknologi logging serta kondisireservoar yang beragam mempengaruhi konsep penentuan saturasi air dari waktu ke waktu. Tulisanini berusaha mengkompilasi jenis-jenis metode penentuan saturasi air khususnya pada reservoarclean sandstone dan shaly sandstone serta kelebihan/kelemahan dari masing-masing metode.Kompilasi ini mendasarkan pada publikasi ilmiah dari para penulis yang dicoba diurutkanberdasarkan kesamaan konsep ataupun tahun dari publikasi tersebut. Manfaat dari kompilasi iniadalah mempermudah ahli petrofisika didalam melakukan evaluasi formasi untuk memilih metodeyang sesuai dengan kondisi reservoar di masing-masing lapangan. Untuk menentukan saturasi airpada clean sand formation terdapat 4 metode yang umum digunakan yaitu : Archie (1942),Resistivity Ratio atau Rocky Mountain (1949), Crossplots (1960-an) dan F Overlay (1962). Metodepenentuan saturasi air pada shaly-sand formation dapat dikelomokkan menjadi dua groupberdasarkan pendekatan dan konsep yang digunakan yaitu : Vsh group dan CEC group. Group Vshmelakukan pendekatan dan konsep berdasarkan volume shale yang berada pada suatu formasi, yangtermasuk dalam group ini antara lain adalah Laminated shale, Dispersed shale, Structural shale,Automatic Compensation (1950), Simandoux (1963), Indonesia (1971) dan Worthington (1985).Group CEC melakukan pendekatan dan konsep berdasarkan Cation Exchange Capacity yaitupertukaran ion yang dapat terjadi pada formasi yang mengandung shale, yang termasuk dalam groupini antara lain adalah Waxman-Smith (1968), Dual-Water (1977) dan LSU model (1989).

Kata kunci: Evaluasi formasi, water saturation, clean sandstone, shaly sandstone

Pendahuluan

Minyak dan Gas Bumi merupakan salah satu sumber energi yang paling banyak digunakanoleh manusia. Kebutuhan akan sumberdaya energi tersebut merupakan salah satu kebutuhanyang penting dalam masyarakat karena pada umumnya masyarakat saat ini melakukanaktivitas menggunakan kendaraan, sedangkan kendaraan itu sendiri dapat bergerakmemerlukan energi yang berasal dari bahan bakar minyak ataupun bahan bakar gas, danmasih banyak lagi pemakaian minyak dan gas sebagai energi pada saat ini. Oleh karena itu,eksplorasi dan eksploitasi terhadap sumber daya alam ini terus dilakukan oleh banyak orangdan banyak negara termasuk di Indonesia. Tahapan eksplorasi merupakan tahapan yangpenting dalam industri minyak dan gas bumi. Pada tahap ini suatu peneliti atau perusahaanakan berusaha untuk meneliti kemungkinan kehadiran hidrokarbon dengan pendekatangeologi maupun geofisika. Pendekatan secara geologi meliputi studi geologi regional,stratigrafi, kehadiran source rocks, reservoar, seal rock, trap dan proper timing of


421

migration. Pendekatan secara geofisika mencakup gambaran reservoar dengan cakupanyang luas, sehingga didapatkan pengembangan lokasi sumur selanjutnya.

Dalam pengembangan lokasi eksplorasi selanjutnya diperlukan adanya data–data yangmemberikan petunjuk bahwa formasi yang akan dieksploitasi tersebut memiliki nilaiporositas dan permeabilitas yang cukup baik, maka sangat diperlukan adanya suatukarakterisasi reservoar. Karakterisasi reservoar merupakan suatu proses untukmendiskripsikan secara kualitatif atau kuantitatif. karakter reservoar dengan menggunakandata yang ada. Dengan adanya karakterisasi reservoar, maka kita dapat mendapatkan modelreservoar secara lengkap baik litologi, porositas, maupun fluida di dalamnya. Salah satutahapan dalam melakukan karakterisasi reservoar adalah water saturation atau kejenuhanair.

Saturation atau kejenuhan cairan yang berada dalam pori adalah rasio antara volumecairan dengan volume ruang pori (Crain, E. R.., 2012). Sebagai contoh, kejenuhan air suatubatuan adalah 10%, hal ini berarti 1/10 dari ruang pori terisi dengan air, sedangkan sisanyaterisi oleh sesuatu yang lain (misalnya minyak, gas, udara , dll. Pori batuan ini tidak bisakosong). Data saturasi pada umumnya dilaporkan dalam satuan persen, meskipun adasebagian kecil yang masih dalam bentuk persamaan (Crain, E. R.., 2012).

Salah satu parameter paling penting pada penentuan karakteristik suatu reservoar adalahkejenuhan hidrokarbon. Kejenuhan hidrokarbon (Kamel dan Mabrouk, 2002 dalamAlimoradi, et al., 2011) merupakan persentase dari rongga pori pada batuan reservoar yangterisi oleh hidrokarbon, penjelasan di atas dapat dituliskan pada persamaan dibawah.

= 1− ௪

Sejarah Perkembangan Water Saturation

Dalam perkembangan metode water saturation, terdapat beberapa trend ataukecenderungan yang terbentuk dalam perkembangannya. Hal ini juga sangat berkaitandengan perkembangan Well Logging hingga saat ini (Gambar 1). Kecenderungan yangpertama, Sebelum tahun 1950-an banyak metode water saturation berfokus pada clean sandformation yang muncul pada tahun-tahun awal munculnya metode water saturation(Worthington, P. F., 1985). Setelah itu pada tahun-tahun berikutnya atau 1950-an keatasbanyak bermunculan metode water saturation berfokus pada shaly sand formation denganmodel atau konsep dasar perhitungan volume kandungan shale atau Vsh (Worthington, P.F., 1985). Pada tahun-tahun selanjutnya metode water saturation masih berfokus pada shalysand formation tetapi dengan konsep atau pendekatan yang berbeda, yaitu dengan konsepCEC (Cation Exchange Capacity) suatu pendekatan dengan melihat pertukaran ion yangterjadi pada shaly sand formation.

Penentuan Metode Water Saturation Pada Reservoar

Permasalahan akan menjadi lebih rumit apabila kita akan menentukan nili saturasi air padasuatu reservoar dimana pada daerah tersebut belum pernah ada penelitian yang dilakukanbaik berupa pemboran ataupun penelitian lainnya. Dalam kasus ini, untuk menentukan nilaisaturasi air perlu dilakukan penelitian secara bertahap. Dimulai dari penentuan jenisformasi, apakah berupa shaly-sand formation atau berupa clean sand formation. Jika yangdijumpai berupa clean sand formation maka penentuan metode saturasi air akan menjadilebih mudah karena pada formasi jenis ini tidak terdapat kandungan shale yang dapatmenganggu nilai perhitungan. Apabila reservoar yang kita teliti memiliki kandungan shaleatau bahkan terdiri dari batuan karbonat, maka penelitian masih harus berlanjut hinggadapat diketahui bagaimana dampak dari kehadiran shale ataupun rongga-rongga yangterbentuk pada batuan karbonat terhadap nilai saturasi air yang akan dicari. Pada reservoar


422

yang mengandung shale, perlu dilakukan berbagai penelitian lanjutan seperti menentukanvolume shale yang ada pada suatu reservoar. Setelah itu kita perlu menentukan bagaimanajenis persebaran shale pada reservoar tersebut, apakah termasuk structural shale ataulaminated shale atau jenis shale lainnya (Gambar 2). Setelah itu barulah kita bisamengetahui metode water saturation air manakah yang akan cocok pada reservoar yangakan kita teliti.

Metode Water Saturation Pada Clean Sand Formation

Clean Sand Formation adalah suatu istilah yang digunakan untuk menunjukkan bahwasuatu formasi hanya mengandung pasir tanpa ada kandungan shale (non-shaly) (Crain, E.R., 2012).

Pada clean sand formation perhitungan nilai saturasi air yang dilakukan cenderung lebihmudah jika dibandingkan dengan yang dilakukan pada shaly-sand formation. Hal ini terjadikarena pasir yang berperan sebagai penyusun utama clean sand formation tidakmenyebabkan perubahan baik porositas, permeabilitas maupun resistivitas pada saatdilakukan pengukuran dengan menggunakan logging pada reservoar. Dengan kata lain,pasir yang menjadi penyusun utama clean sand formation akan menunjukkan kondisi yangsebenarnya jika dilakukan logging. Metode di bawah ini merupakan metode-metode yangdigunakan untuk mencari nilai saturasi air (Sw) pada clean sand formation.

Archie (1941)

Pada mulanya Archie berhasilkan membuat 2 hubungan empiris yang dinamakan indexresistivitas (RI) dan faktor formasi (F). Persamaan yang pertama menjelaskan tentanghubungan antara index resistivitas (RI) dengan saturasi air (Sw) dapat dituliskan sebagaiberikut (Archie, G. E., 1941).

=ܫ௧

Persamaan kedua yang dibuat oleh Archie menunjukkan hubungan antara faktor formasi(F) dengan porositas (Φ) yang ditunjukkan pada persamaan di bawah ini (Archie, G. E.,1941).

ܨ =௪

=ߙ

Dengan menggabungkan persamaan pertama dan keduanya terbentuklah persamaanyang paling dikenal dengan nama persamaan saturasi air Archie seperti yang terlihat dibawah ini (Archie, G. E., 1941).

௪ = ൬1

ܫ൰

ଵ

= ൬ܨ ∗ ௪௧

൰

ଵ

−→ ௪ =

.௪Φ .௧

Metode Archie ini memiliki kelebihan diantaranya dapat dengan baik menentukan nilaisaturasi air pada reservoar yang tidak memiliki kandungan shale atau clean sand formation.Pada beberapa kasus metode archie juga dapat dengan baik menentukan nilai saturasi airpada reservoar yang memiliki kandungan batuan karbonat. Persamaan Archie merupakandasar dari berbagai metode yang muncul setelahnya.

Metode Archie ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memiliki beberapakekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini tidak dapat menentukan nilai saturasi airdengan baik pada reservoar yang memiliki kandungan shale. Selain itu, persamaan ini jugatidak menganggap bahwa shale yang berada pada suatu formasi dapat meningkatkanpengukuran konduktivitas sehingga akan membuat nilai perhitungan menjadi kurang tepat.


423

Resistivity ratio atau Rocky Mountain (1949)

Model ini dikemukakan oleh Maurice Tixier pada tahun 1949. Persamaan ini sangatlahberguna, karena persamaan ini menunjukkan cara menghitung saturasi air dari logresistivitas dan log SP meskipun data log porositas, nilai resistivitas air (Rw) dan nilairesistivitas formasi (Rmf) tidak diketahui. Perhitungan nilai saturasi air dapat diselesaikandengan data Rxo, Rt dan SP yang dapat diketahui baik dari kalkulator ataupun dari grafik(Dalam Bateman, R. M., 1985).

Metode ini mengasumsikan bahwa rasio Rxo/Rt diketahui. Nilai ini dalam keadaannormal dapat diketahui dari deep resistivity device (deep induction atau deep lateral log)dan shallow device (SFL atau MSFL). Meskipun demikian, efek invansi pada umumnyaakan membuat nilai Rxo/Rt yang diambil dari data log berkurang (Dalam Bateman, R. M.,1985). Cara alternatif untuk menentukan nilai rasio Rxo/Rt dengan menggunakan grafik Riddan Rsfl, yang dipersiapkan untuk kombinasi antara SFL-Induksi (Dalam Bateman, R. M.,1985). Untuk mencari nilai dari saturasi air, metode ini menggunakan persamaan di bawahini (Dalam Bateman, R. M., 1985).

௪ = ൬௫௧

10ௌ/൰ݔ

ହൗ

Metode rasio Rxo/Rt ini dapat diperluas penggunaanya untuk membuat pertampalanyang berlanjut dari data-data log. Jika alat log yang akan digunakan dipersiapkan denganbaik, panel yang berada di permukaan akan menghitung nilai rasio Rxo/Rt yang telahdiskalakan menurut K (suhu) dan nilai 5/8 (Dalam Bateman, R. M., 1985). Nilai Pseudo SPini nantinya akan sangat mempengaruhi kurva SP sesungguhnya. Ketika dua kurva salingberhubungan, disitulah Sw bernilai 100%. Ketika dua kurva tersebut terpisah, maka nilai Swkurang dari 100% dan zona tersebut akan diidentifikasi lebih lanjut (Dalam Bateman, R. M.,1985). Penentuan nilai saturasi air pada metode ini juga dapat dilakukan dengan carapengeplotan pada kurva.

Metode resistivity ratio ini memiliki kelebihan diantaranya dapat dengan baikmenentukan nilai saturasi air pada reservoar yang tidak memiliki kandungan shale atauclean sand formation. Persamaan ini juga tetap dapat menghitung nilai saturasi air jika dataporositas, resistivitas air (Rw) dan nilai resistivitas formasi (Rmf) tidak diketahui, asalkandata data Rxo, Rt dan SP diketahui.

Metode rasio ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memiliki beberapakekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini tidak dapat menghitung nilai saturasi airdengan tepat jika terdapat kandungan shale yang tinggi. Metode ini juga tidak menganggapbahwa shale yang berada pada suatu formasi dapat meningkatkan pengukuran konduktivitassehingga akan membuat nilai perhitungan menjadi kurang tepat.

Crossplots (1960’s)

Metode crossplot akan sangat berguna ketika banyak data yang harus dianalisa secarabersamaan-sebagai contoh, ketika komputer memproses data log digital. Selain itu, metodeini juga dapat diaplikasikan secara manual dengan menggunakan chart yang umumdigunakan atau grafik yang umum digunakan pada metode crossplot (dalam Bateman, R. M.,1985). Untuk mencari nilai dari saturasi air, metode ini menggunakan persamaan di bawahini.

1

௧=

௪.ߔ

.௪


424

Dengan hanya mengeplotkan data-data yang berhubungan dengan air, nilai saturasi air100% akan diketemukan dan kemiringannya pada pengeplotan ditentukan oleh nilai Rw.Dengan ikut mengeplotkan parameter-parameter yang mengandung hidrokarbon, makaperkiraan harga saturasi air dapat dibuat juga (dalam Bateman, R. M., 1985).

Metode Crossplot ini memiliki kelebihan diantaranya dapat dengan baik menentukannilai saturasi air pada reservoar yang tidak memiliki kandungan shale atau clean sandformation. Metode ini juga dapat menentukan nilai saturasi air jika nilai resistivitas formasidan tipe matriks yang mengisi batuan masih dipertanyakan, dengan cara menyelidikihubungan antara data porositas dan data resistivitas.

Metode Crossplots ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa persamaan ini tidak dapat menentukan nilaisaturasi air dengan baik pada reservoar yang memiliki kandungan shale yang cukup tinggi.Selain itu, persamaan ini juga tidak menganggap bahwa shale yang berada pada suatuformasi dapat meningkatkan pengukuran konduktivitas sehingga akan membuat nilaiperhitungan menjadi kurang tepat.

F Overlay (1962)

Metode F Overlay ini merupakan metode yang sangat kuat dalam melakukan teknikinterpretasi cepat dari data log porositas dan log resistivitas. Log F dapat ditampalkandengan deep resistivity log (kedua log diplotkan secara logaritmik) sehingga kedua logtersebut akan bertemu atau berhimpit pada bagian yang bersih (dari shale) dan mengandungfluida (dalam Bateman, R. M., 1985). Titik permulaan antara dua kurva tersebut dapatdigunakan untuk menentukan nilai Sw dengan menggunakan penanda skala yang tepat(dalam Bateman, R. M., 1985).

Ketika kurva F telah dinormalisasi, zona yang mengandung fluida adalah zonapertemuan antara kurva F dengan deep resistivity kurva yang menunjukkan area bersih (darishale) dan mengandung fluida. Selain itu, metode ini juga memiliki kegunaan lain, yaituuntuk menentukan nilai Rw secara cepat (dalam Bateman, R. M., 1985). Ketika F = 100ditampalkan dengan skala log resistivitas, nilai dari Rt akan sama dengan 100 X Rw. Dalammenentukan nilai saturasi air, metode ini menggunakan kurva di bawah ini denganmengeplotkan data-data yang dibutuhkan (Gambar 3).

Metode F Overlay ini memiliki kelebihan diantaranya dapat dengan baik menentukannilai saturasi air pada reservoar yang tidak memiliki kandungan shale atau clean formation.Metode ini dapat dengan cepat menganalisis suatu nilai saturasi air jika data logaritmik Fdan deep resistivity log ada, serta adanya kehadiran zona basah (wet zone) yang dapatdilakukan normalisasi.

Metode F Overlay ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa persamaan ini tidak dapat menentukan nilaisaturasi air dengan baik pada reservoar yang memiliki kandungan shale yang cukup tinggi.Selain itu, persamaan ini juga tidak menganggap bahwa shale yang berada pada suatuformasi dapat meningkatkan pengukuran konduktivitas sehingga akan membuat nilaiperhitungan menjadi kurang tepat.

Metode Water Saturation Pada Shaly-Sand Formation

Shaly Sand Formation adalah suatu istilah yang digunakan untuk menunjukkan bahwa suatuformasi tidak hanya mengandung pasir saja, tetapi terdapat shale pada kandungan pasirnya(Crain, E. R., 2012).

Pada shaly-sand formation perhitungan nilai saturasi air yang akan dilakukan cenderunglebih sulit jika dibandingkan dengan yang dilakukan pada clean formation. Hal ini terjadi


425

karena shale yang hadir dalam suatu formasi dapat menyebabkan perubahan pembacaannilai pada saat dilakukan pengukuran dengan menggunakan logging sehingga perludilakukannya koreksi. Kehadiran shale pada suatu reservoar dapat berdampak padabeberapa hal berikut ini (Kurniawan, 2005)

Mengurangi porositas efektif, pada umumnya berkurang banyak Menurunkan nilai permeabilitas, terkadang turun drastis Merubah nilai resistivitas yang diprediksi dengan menggunakan persamaan Archie

Vsh Group

Vsh atau Volume shale didefinisikan sebagai volume dari shale basah (yang mengandungair) per volume dari batuan reservoar. Yang dimaksud dengan shale basah disini adalahrongga pori yang terisi oleh air yang terikat kepada shale, yang dapat disebut sebagai boundwater (Kurniawan, 2002). Bound water ini perlu diperhitungkan dalam melakukanperhitungan dari porositas total suatu reservoar. Model ini dapat diaplikasikan pada datalogging tanpa harus kesulitan mengkoreksi atau mengkalibrasi dari sampel coring yangterkena dampak dari kehadiran shale tersebut. Meskipun demikian, dalam penggunaannyasering terdapat kesalah pahaman karena model ini terkadang digunakan tanpa adanyabatasan. Metode water saturation yang umum digunakan pada group ini akan dibahas dibawah ini.

Laminated Shale

Metode ini digunakan untuk menganalisis laminated shale atau shale yang berlapis. Metodeini mengusulkan perlapisan atau multilayer sebagai ganti dari lapisan antara sand dan shale(dalam Bateman, R. M., 1985). Ketebalan dari setiap lapisan ini sangat kecil dalamhubungannya dengan resolusi vertikal dari alat detektor log porositas dan log resistivitasyang biasa digunakan untuk melakukan logging (dalam Bateman, R. M., 1985).

Persamaan yang digunakan untuk menghitung nilai saturasi air pada shale ynagberlaminasi mempertimbangkan bahwa terdapat dua resistensi yang bersifat pararel, satudimiliki oleh shale dan satu lagi dimiliki oleh batupasir. Hal ini dapat dilihat secara skematispada (gambar 3.5) (dalam Bateman, R. M., 1985). Perhitungan nilai Rt atau resistivitaspararel dari batupasir dan fraksi shale yaitu dilakukan dengan cara menambahakan nilai darimasing-masing konduktivitas pada lapisan batupasir dan shale hingga menjadi totalkonduktivitas batuan (dalam Bateman, R. M., 1985).

Jika nilai porositas efektif dapat diketahui dari croosplot log neutron dan log densitas,maka nilai tersebut dapat digunakan. Jika hanya terdapat satu paramater porositas yang ada,maka yang akan digunakan adalah parameter densitas dan porositas efektif, dimana Vlamdapat diketahui dari indikator lainnya (GR atau SP). Untuk mencari nilai dari saturasi air,metode ini menggunakan persamaan di bawah ini (dalam Bateman, R. M., 1985).

௪ =

1

௧−

௦൨

.௪ߔ

(1− )Metode laminated shale ini memiliki kelebihan diantaranya adalah, metode ini baik

digunakan pada shaly sand formation, selain itu cara persebaran shale sudah diperhitungkansehingga hasil perhitungan tentunya akan lebih baik.

Metode laminated shale ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa pada metode ini jika laminasi shale yangterbentuk cukup tebal, maka perhitungan akan menjadi kurang tepat. Selain itu jika alatpembaca log menganggap bahwa laminated shale ini sebagai suatu batuan makaperhitungan akan menjadi kurang tepat juga. Karena metode ini dibuat untuk kasus tertentu,


426

maka metode ini hanya dapat diaplikasikan pada kasus tertentu saja, tidak dapat secarageneral

Dispersed Shale

Dispersed shale menggunkan log densitas dan log sonic untuk mendapatkan data porositas.Peneliti terdahulu menggunakan porositas total, sedangkan peneliti yang sekarangmenggunkan porositas efektif pada dispersed shale. Perbedaan ini akan menunjukkan bedaderajat kelempungan yang berada pada suatu shaly sand formation (Dewan, J. T., 1983).

Metode ini mengusulkan bahwa shale memiliki ukuran halus dan mengalamipertumbuhan pada batupasir menggantikan rongga pori pada batupasir (Dewan, J. T., 1983).Akibat pertumbuhan lempung tersebut luas permukaan menjadi lebih besar dan banyak airyang terserap oleh lempung tersebut. Pada gambar dibawah ini (Gambar 3.6) terlihatilustrasi yang menunjukkan bahwa dispersed shale menggantikan porositas yang ada.Sehingga nilai maksimum Vdis sama dengan nilai porositas asli, akan tetapi nilai darivolume batupasir bernilai tetap dan tak terubah (dalam Bateman, R. M., 1985).

Electrical model dari dispersed shale mempertimbangkan bahwa porositas total terisidengan resistivitas campuran lempung dengan kandungan fluida seperti air dan hidrokarbon(dalam Bateman, R. M., 1985). Jika demikian, maka konduktivitas total formasi merupakanpertambahan dari total porositas yang didefinisikan oleh Archie (baik lubang pori yangsaling berhubungan dan lubang pori yang terisi oleh lempung) dan konduktivitas lempungyang bergantung baik pada saturasi air dan fraksi lempung, oleh karena itu pada kasusdispersed shale, persamaan untuk menghitung saturasi air adalah sebagai berikut (Dewan, J.T., 1983).

௪ = ඨ0,8

௦ଶߔ.௪௧

+ ቀݍ

2ቁଶ

−ݍ

2 (1 − ൘(ݍ

Dimana q dapat dihitung dengan persamaan di bawah ini=ݍ −௦ߔ) (ௗߔ /௦ߔ

Metode dispersed shale ini memiliki kelebihan diantaranya adalah, metode ini baikdigunakan pada shaly sand formation, selain itu cara persebaran shale sudah diperhitungkansehingga hasil perhitungan tentunya akan lebih baik dan juga metode ini masihmenunjukkan hasil yang cukup baik pada kasus laminated shale.

Metode dispersed shale ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah, metode ini dibuat untuk kasus tertentu, makametode ini hanya dapat diaplikasikan pada kasus tertentu saja, tidak dapat secara generaldan dalam kasus ini hanya berlaku pada dispersed shale saja.

Structural Shale

Model ini mengusulkan bahwa pada butiran pasir secara perlahan terjadi pergantian olehbutiran shale yang ada. Pergantian butiran pasir menjadi butiran shale (Gambar 3.7) ini pastiakan menyebabkan perbedaan densitas dan perbedaan index hidrogen (dalam Bateman, R.M., 1985). Selain itu, pergantian ini juga dapat mengakibatkan perubahan respon terhadapperhitungan log densitas dan log neutron. Secara teoritis fraksi maksimal dari shale padakasus ini adalah 1-Φe (dalam Bateman, R. M., 1985).

Dimana nilai Sw dapat dicari dengan persamaan di bawah ini (dalam Bateman, R. M.,1985).

௪ = ൬

1

௧−

௦௧

௦൰

.௪ߔ


427

Metode structural shale ini memiliki kelebihan diantaranya adalah, metode ini baikdigunakan pada shaly sand formation, selain itu cara persebaran shale sudah diperhitungkansehingga hasil perhitungan tentunya akan lebih baik. Selain itu, efek kehadiran shale yangmenggantikan matriks batupasir sudah diperhitungkan, pergantian tersebut akan membuatperubahan pada nilai hidrogen index dan densitas.

Metode structural shale ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini dibuat untuk kasus tertentu,maka metode ini hanya dapat diaplikasikan pada kasus tertentu saja, tidak dapat secarageneral dan dalam kasus ini hanya berlaku pada structural shale saja.

Automatic Compensation (1950)

Metode ini pada dasarnya menggunakan data sonic porosity dan Induction resistivitylangsung ke dalam rumus Archie. Efek dari porositas yang dihitung sonic log dijadikanfaktor kompensasi untuk mengoreksi perhitungan saturasi (Dewan, J. T., 1983). Metode inicocok digunakan untuk dispersed shale dan batuan berporositas tinggi (Dewan, J. T., 1983).Metode Automatic Compensation ini hanya menggunakan log resistivitas dan log sonicdalam melakukan analisis saturasi air. Kehadiran shale dalam metode ini didugamengakibatkan pembacaan Rt menjadi terlalu kecil dan membuat pembacaan Φs terlalutinggi, kedua faktor tersebutlah yang dapat membuat kesalahan pada penentuan nilaisaturasi air (Dewan, J. T., 1983). Meskipun demikian penelitian tentang porositas tetapmembutuhkan adanya koreksi atas kehadiran shale untuk mendapatkan nilai porositasefektif. (Dewan, J. T., 1983). Dalam menentukan nilai saturasi air, metode ini menggunakanpersamaan di bawah ini.

௪ = 0,9 ඥ௪ ௧/ ௦ൗߔߔ = −௦ߔ ௦.ߔ௦௦

Metode Automatic Compensation ini memiliki kelebihan diantaranya adalah, metode inidapat dengan baik menentukan nilai saturasi air pada batupasir yang memiliki kandungandispersed shale, selain itu metode ini juga dapat dengan baik menentukan saturasi air padabatupasir yang memiliki porositas menengah hingga tinggi.

Metode Automatic Compensation ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masihmemiliki beberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa pada metode ini cara persebaranshale dan jenis shale yang belum diperhatikan secara maksimal sehingga dapat menguranginilai keakuratan perhitungan saturasi air.

Simandoux (1963)

Pada tahun 1963, Simandoux mempublikasikan persamaan saturasi yang dibuatnya, dimanapada saat itu banyak berbagai kalangan yang menerimanya. Persamaan saturasi yangdipublikasikannya ini berdasarkan log resisitivitas, log densitas dan log neutron (dalamDewan, J. T., 1983). Metode simandoux menggunakan log densitas dan log neutron untukmenentukan porositas. Adapun fraksi lempung dapat ditentukan dari log Gamma Ray, SPdan indikator kehadiran shale lainnya. Metode ini telah menjadi tulang punggung bagiservice company, dan program interpretasi untuk shaly sand selama 10 tahun terakhir.Metode ini baik digunakan pada pasir yang mengandung dispersed dan laminatedshale.(Dewan, J. T., 1983)

Dalam bentuk yang berbeda, dan pada reservoar yang terdiri dari batupasir, persamaandiatas dapat dituliskan sebagai berikut (Dewan, J. T., 1983).

௪ =0,4.௪

ߔଶ ඨ

ߔ.5ଶ

௪ .௧+ ൬

௦

௦൰−

௦

௦


428

Metode Simandoux ini memiliki kelebihan diantaranya pada persamaan ini kehadiranshale sudah mulai diperhitungkan. Selain itu, metode ini sangat baik dalam melakukanperhitungan water saturation pada formasi yang memiliki kadar salinitas air yang tinggi atausaline water.

Metode Simandoux ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini hanya dapat mengcover zonalinear pada gambar skematik di bawah ini (salinitas tinggi) (Gambar 4). selain itu, metodeini juga tidak memperhitungkan cara persebaran dan jenis shale yang ada. Padahal jenisshale yang berbeda tentu akan menyebabkan dampak yang berbeda pula pada pembacaanlog.

Indonesia atau Poupon and Leveaux (1971)

Pada tahun 1971, Poupon and Leveaux mengusulkan sebuah model empiris yang disebutsebagai “Indonesia Model”. Persamaan ini dikembangkan berdasarka karakteristik tipikaldari fresh water atau air fresh yang berada pada suatu formasi dan tingginya kandunganshale yang berkisar antara 30% - 70% yang sering dijumpai pada reservoar minyak diIndonesia (Poupon & Leveaux, 1971). Dalam metode ini, hubungan konduktivitas antara Rtdan Sw merupakan hasil dari konduktivitas lempung, air formasi dan konduktivitas lainnyayang diakibatkan interaksi anatara kedua konduktivitas tersebut tersebut. Berikut ini adalahhubungan empiris dari penjelasan di atas (Poupon & Leveaux, 1971).

1

ඥ௧= ቈ

௦ௗ

ඥ௦+ߔ

ଶ/

ඥ .௪. ௪

ଶ/

= 1 −ೞ

ଶatau = 1

Metode Indonesia ini memiliki kelebihan diantaranya adalah pada metode ini kehadiranshale sudah mulai diperhitungkan. Selain itu, metode ini sangat baik dalam melakukanperhitungan water saturation pada formasi yang mengandung low salinity water / freshwater. Selain itu, metode ini juga dapat mengkover zona non-linear pada diagram di atas(Gambar 4).

Metode Indonesia ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini hanya dapat mengcover zonanon-linear (salinitas rendah) (Gambar 4). Selain itu, metode ini tidak memperhitungkan carapersebaran dan jenis shale yang ada. Padahal jenis shale yang berbeda tentu akanmenyebabkan dampak yang berbeda pula pada pembacaan log.

Worthington (1985)

Pada tahun 1985, Worthington melakukan penelitian yang bertujuan untuk menggambarkanberbagai dampak yang dapat diakibatkan oleh kehadiran shale. Berdasarkan hasilpenelitiannya, Worthington membuat 4 persamaan yang setiap persamaan menunjukkandampak yang berbeda-beda dari kehadiran shale (Worthington, P. F., 1985). Keempatpersamaan tersebut dapat dituliskan sebagai berikut ini (Worthington, P. F., 1985).

௧ܥ =௪ܥܨ ௪

+

௧ܥ =௪ܥܨ ௪

+ ௪௦

ඥܥ௧ = ඨ௪ܥܨ ௪

/ଶ + √


429

ඥܥ௧ = ඨ௪ܥܨ ௪

/ଶ + √ ௪௦/ଶ

Dalam metode ini, worthington sangat memperhitungkan sekali kehadiran shale yangberada pada suatu formasi. Hasil penelitian yang dilakukan Worthington menghasilkan 4persamaan yang berbeda yang masing-masing persamaan tersebut menunjukkan dampakkehadiran shale yang berbeda-beda (Worthington, P. F., 1985). Hasil penelitian inimemberikan alternatif bagi para peneliti untuk menggunakan berbagai persamaan yangdihasilkan karena dampak dari kehadiran shale sendiri dapat berbeda-beda pada suatuformasi, sehingga hasil perhitungan menggunakan metode Worthington ini akanmenghasilkan nilai Sw (Worthington, P. F., 1985).

Pada persamaan pertama (paling atas) Worthington mengasumsikan bahwa shale dansand bersifat independent atau tidak saling berkaitan satu sama lain dalammengkonduksikan arus listrik dan shale disini diasumsikan tidak terpengaruh olehhidrokarbon yang ada. Padahal dalam keaadan scattered shale (shale yang beradadimana-mana, hampir menyebar di seluruh bagian) hidrokarbon akan mempengaruhi shaletersebut, sehingga persamaan yang pertama hanya dapat berlaku pada clean sand formationsaja (Alimoradi et al, 2011).

Metode Worthington ini memiliki kelebihan diantaranya adalah pada metode inikehadiran shale sudah sangat diperhitungkan. Selain itu, metode ini juga memberikan 4persamaan yang dapat digunakan, sehingga peneliti yang menggunakan metode ini akanmendapatkan kemungkinan nilai Sw suatu formasi.

Metode Worthington ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah metode ini memberikan persamaan, sehinggaharus dilakukan 4 perhitungan untuk dapat hasil yang maksima, selain itu metode ini jugatidak memperhitungkan cara persebaran dan jenis shale yang ada. Padahal jenis shale yangberbeda tentu akan menyebabkan dampak yang berbeda pula pada pembacaan log.

CEC Group

Seorang ahli kimia dapat menghitung kemampuan dari suatu permukaan kristal untukmenyerap air dengan cara menemukan angka yang tepat untuk terjadinya pergantian ion.Peristiwa ini selanjutnya disebut sebagai Cation Exchange Capacity (CEC) (Kurniawan,2005). Material yang berbeda memiliki nilai CEC yang berbeda pula. Kuarsa yang beradadalam bentuk batupasir hampir tidak memiliki nilai CEC. Illite dan montmorilonite karenamemiliki luas permukaan yang tinggi, kedua mineral tersebut memiliki nilai CEC yangtinggi (Kurniawan, 2005). Pada dasarnya yang termasuk ke dalam group ini adalah metodeyang menggunakan konsep perhitungan dengan pendekatan geometri dan elektrokimia dariinteraksi antara mineral-elektrolit (Gambar 3.9). Metode yang termasuk ke dalam group iniakan di bahas dibawah ini.

Waxman-Smith (1968)

Waxman-Smith menurunkan persamaan untuk mencari Sw dalam shaly-sand berdasarkanphysical model yang menghubungkan konduktifitas formasi yang jenuh air dengankonduktivitas air serta kandungan shale yang ada pada suatu formasi (Waxman & Smith,1968).

1

௧=

௪ଶ

௪∗ܨ+௩ܤ ௪

∗ܨ

Pada persamaan diatas F* dan Sw merujuk kepada rongga pori yang salingberhubungan; B adalah konstanta yang sangat bergantung pada nilai Rw; Qv adalah


430

konstanta yang dapat ditentukan dengan mengkalikan volume clay dengan nilai CEC(Waxman & Smith, 1968).

Metode ini didasarkan pada percobaan laboratorium dan prinsip pertofisika yang baik.Meskipun demikian, terdapat kekurangan yang vital pada metode ini, dimana tidak bisanyadidapatkan nilai CEC dari perhitungan log (Waxman & Smith, 1968). Korelasi dari datayang diberikan dapat dibuat berdasarkan CEC dari analisis core dan data log lainnya (GR,Φn, Φd, dll.) (Waxman & Smith, 1968). Meskipun demikian, belum ada percobaan yangbenar-benar dilakukan untuk menggunakan metode ini jika hanya terdapat data log saja.Modifikasi metode Waxman-Smith oleh Juhasz telah membuatnya lebih dapat diaplikasikanuntuk dilakukannya perhitungan jika hanya terdapat data well log saja (Kurniawan, 2005).

Metode Worthington ini memiliki kelebihan diantaranya adalah pada metode inikehadiran shale sudah sangat diperhitungkan. Selain itu, metode ini juga memberikan 4persamaan yang dapat digunakan, sehingga peneliti yang menggunakan metode ini akanmendapatkan kemungkinan nilai Sw suatu formasi.

Metode Worthington ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah metode ini memberikan persamaan, sehinggaharus dilakukan 4 perhitungan untuk dapat hasil yang maksima, selain itu metode ini jugatidak memperhitungkan cara persebaran dan jenis shale yang ada. Padahal jenis shale yangberbeda tentu akan menyebabkan dampak yang berbeda pula pada pembacaan log.

Dual Water (1977)

Dual water model mengusulkan bahwa terdapat dua jenis air berbeda yang dapat ditemukandalam lubang pori suatu batuan (Clavier et al., 1984). Air yang berada dekat denganpermukaan butiran disebut sebagai bound water atau clay water dengan resistivitasnyaRwb. Air ini memiliki sifat yang saline dimana hal ini ditunjukkan dengan tingginya nilairesistivitas air ini. Adapun air yang berada jauh dari permukaan suatu butiran disebut farwater atau free clay water dengan resistivitasnya Rwf. Air ini memiliki sifat yang lebihfresh dan dicirikan dengan sifatnya yang lebih tidak resistiv dibandingkan dengan boundwater (Clavier et al., 1984) (Gambar 5). Air ini juga memiliki kemampuan untukberpindah-pindah antar pori dalam batuan. Model ini mengasumsikan bahwa jumlah boundwater secara langsung berkaitan dengan kandungan shale yang ada pada formasi (Clavier etal., 1984). Jika volume shale bertambah, maka porositas yang akan terisi oleh bound waterjuga akan bertambah besar.

Pada shaly sand yang mengandung hidrokarbon, model ini mengusulkan bahwa bulkvolume dari hidrokarbon adalah Φt(1-Swt), dimana hal ini merupakan gabungan dari bulkvolume bound water ΦtSwb dan bulk volume dari free water ΦtSwe, diamana ΦT adalahporositas total dan Φe adalah porositas efektif. Adapun persamaan yang digunakan untukmenentukan nilai saturasi air adalah sebagai berikut (Bateman, 1977).

௧ܥ =௪ܥ ௪

ଶ

ܨ+

௪ܥ) − ௪ܥ ) ொ௩ ௪

ܨDimana Cwb adalah konduktivitas bound water dan istilah VqQv adalah jumlah shale

yang berdampak langsung pada jumlah bound water dan kemampuannya untuk terkonduksi.Fo merujuk kepada total dari porositas batuan yang saling terhubung. Dalam praktiknya ΦTdiperoleh sebagai hasil dari crossplot antara data neutron dan densitas, Rwf diasumsikansama dengan Rw yang biasa kita cari dan Rwb adalah berupa perkiraan dari pembacaanporositas dan resistivitas pada shale (dalam Bateman, R. M., 1985).

Metode Dual water ini memiliki kelebihan diantaranya dapat memperhitungkandampak kehadiran shale secara lebih spesifik karena pada metode ini kehadiran shale ditelitidampaknya hingga tingkat ion. Sehingga baik jenis shale maupun cara pendistribusiannyadapat terlihat dari nilai CEC nya. Hal ini menyebabkan perhitungan dengan menggunakan


431

metode ini menjadi sangat detail. Selain itu, metode ini juga sudah memperhitungkanperbedaan air yang ada pada suatu formasi yaitu free water dan bound water.

Metode Dual water ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memilikibeberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini tidak dapat langsungdiaplikasikan dari data log karena metode ini membutuhkan pengujian laboratorium untukmengetahui nilai CEC nya dengan waktu dan biaya yang tidak sedikit.

LSU Model atau Lau dan Bassiouni (1989)

Persamaan ini merupakan modifikasi dari persamaan Silva and Bassiouni yang pernah adasebelumnya. Persamaan baru ini berbeda dengan persamaan sebelumnya karena persamaanini mengeliminasi beberapa faktor koreksi yang diperoleh secara empiris, sehinggapersamaan ini dapat penggunaanya dapat diperluas hingga berbagai formasi dengan suhuyang tidak hanya pada 25oC (Lau & Bassiouni, 1990). Metode ini merupakanperkembangan dari metode Waxman-Smith (1968) serta metode Dual-Water (1977) yangdidasarkan pada asumsi bahwa peran ion pada clay counter dapat diwakilkan oleh elektrolitnatrium klorida (Lau & Bassiouni, 1990). Nilai CEC yang diasumsikan setara denganelektrolit natrium klorida dapat dari turunan teori elektrokimia (Lau & Bassiouni, 1990).

Metode ini dibedakan dengan metode sebelumnya, yaitu metode Silva-Bassiouni olehsifat dari metode ini yang lebih aplikatif pada berbagai lingkungan. Metode Silva-Bassiounihanya dapat diaplikasikan pada formasi yang memiliki suhu sekitar 250C (Lau & Bassiouni,1990). Metode Lau-Bassiouni yang merupakan perkembangan dari metode sebelumnyadapat diaplikasikan pada formasi dengan berbagai suhu tidak hanya pada suhu 250C.

Terdapat dua persamaan pada LSU model yang harus digunakan secara bersamaanyaitu, (1) Persamaan Konduktivitas dan (2) Persamaan Spontaneus Potential. Keduapersamaan tersebut dapat dituliskan sebagai berikut (Lau & Bassiouni, 1990).

௧ܥ =௪

ܨ.ܥ . ௗ+ ൫1− ௗ൯.ܥ௪൧

=−2..

ܨන

ଵ

ଶ

( (±ߛ. +2..

ܨන ቈ

.ܥ . ௗ+ ேݐା .൫1 − ௗ൯.ܥ௪

.ܥ . ௗ+ ൫1 − ௗ൯.ܥ௪

ଵ

ଶ

Metode LSU ini memiliki kelebihan diantaranya dapat memperhitungkan dampakkehadiran shale secara lebih spesifik karena pada metode ini kehadiran shale ditelitidampaknya hingga tingkat ion. Sehingga hal ini menyebabkan perhitungan denganmenggunakan metode ini menjadi sangat detail. Selain itu, berbeda dengan metodewaxman-smith dan dual-water sebelumnya, metode ini menganggap konduktivitas yangdiakibatkan oleh adanya counter ion diasumsikan memiliki dampak yang sama dengankonduktivitas yang dihasilkan dari senyawa NaCl. Sehingga pengujian laboratorium untukmengetahui nilai CEC dapat diminimalisir.

Metode LSU ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memiliki beberapakekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini tidak dapat langsung diaplikasikan daridata log karena perlu dilakukan perlakuan tambahan untuk mendapatkan dapatkonduktivitas dari larutan NaCl yang bisa didapatkan dari turunan teori elektrokimia.

Kesimpulan

Berdasarkan hasil pembahasan yang telah dilakukan, dapat diambil beberapa point pentingyang dapat menjadi ringkasan dari pembahasan di atas, yaitu :1. Water saturation atau kejenuhan air merupakan rasio antara volume air dan volume pori

yang terdapat pada batuan.


432

2. Terdapat 2 cara untuk dapat menentukan metode manakah yang tepat digunakan padasuatu formasi, yaitu dengan cara melihat sejarah daerah penelitian (historical experience)atau dengan cara penelitian bertahap.

3. Dalam menentukan saturasi air pada clean sand formation terdapat 4 metode berikut,yaitu : Archie (1941), resistivity ratio atau rocky mountain (1949), crossplots (1960) danF Overlay (1962).

4. Metode penentuan saturasi air pada shaly-sand formation dapat dikelomokkan menjadi 2group berdasarkan pendekatan dan konsep yang digunakan yaitu : Vsh group dan CECgroup.

5. Group Vsh melakukan pendekatan dan konsep berdasarkan volume shale yang beradapada suatu formasi, metode perhitungan yang termasuk dalam group ini antara lain adalahLaminated shale, Dispersed shale, Structural shale, Automatic compensation (1950),Simandoux (1963), Indonesia (1971) dan Worthington (1985).

6. Group CEC melakukan pendekatan dan konsep berdasarkan Cation Exchange Capacityyaitu pertukaran ion yang dapat terjadi pada formasi yang mengandung shale, metodeyang termasuk dalam group ini antara lain adalah Waxman-Smith (1968), Dual-Water(1977) dan LSU model (1989).

DAFTAR PUSTAKAAl-Areeq, N. M., & Alaug, A. S., 2013, Well Log Analysis and Hydrocarbon Potential of

Sa’ar-Nayfa Reservoir, Hiswah Oilfield, Eastern Yemen, Arab Journal of Geoscience,Jun. 2013.

Alimoradi, A., Moradzadeh, Ali., & Bakhtiari M. R., 2011, Methods of water saturationestimation: Historical perspective, Journal of Petroleum and Gas Engineering Vol. 2(3),pp 45-53.

Archie, G. E., 1941, The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some ReservoirCharacteristics,Trans., AIME, 146 : 54-62

Ballay, R. E., & Cox, R. E., 2005, Formation Evaluation : Carbonate vs Sandstone,Robert EBallay, LLC.Bateman, R. M., 1985, Openhole Log Analisys and Formation Evaluation, D. Reidel

Publishing, Dordrecht.Crain, E. R., 2012, Crain Petrophysical Handbook, (www.spec2000.net diakses pada

tanggal 30 April 2014, informasi yang diambil tentang water saturation).Clavier, C., Coates, G., & Dumanoir, J., 1984, Theoretical and Experimental Bases for the

Dual-Water Model for Interpretation of Shaly Sand, SPE Journal, v.24, no.2, p. 153-168Dalkhaa, C., 2005, Study Of Modeling Of Water saturation In Archie And Non-Archie

Porous Media, MSc Thesis at Dept. of Petroleum and Natural Gas Engineering ofMmiddle East Technical University.

Darling, T., 2005, Well Logging and Formation Evaluation, Oxford, Elsevier Inc.Dewan, J.T., 1983, Essentials of Modern Open-Hole Log Interpretation, PennWell

Publishing Company, OklahomaDoveton, J. H., 2010, All Models are Wrong, but Some Models are Useful: “Solving” the

Simandoux Equation, Kansas, Kansas Geological Survey.Ellis, D. V., & Singer, J. M., 2008, Well Logging for Earth Scientist, 2nd edition, Springer,

NetherlandsHamada, G. M., 1996, An Integrated Approach To Determine Shale Volume And

Hydrocarbon, SCA Conference Paper.Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Jakarta, Schlumberger Oil Field

Services.


433

Kumar, H. K. C., 2010, On the Application of Simandoux and Indonesia Shaly SandResistivity Interpretation Models in Low and High Rw Regimes, 8th BiennialInternational Conference & Exposition on Petroleoum Geophysics.

Kurniawan, 2002, Evaluation of the Hydrocarbon Potential in Low – Salinity Shaly Sand,MSc Thesis at Dept. of Petroleum Engineering of Louisiana State University andAgricultural and Mechanical College.

Kurniawan, 2005, Shaly Sand Interpretation Using CEC-Dependent PetrophysicalParameters, PhD Dissertation at Dept. of Petroleum Engineering of Louisiana StateUniversity and Agricultural and Mechanical College.

Lau, M. N., & Bassiouni, Z., 1990, Development and Field Application of Shaly SandPetrophysical Model Part I : the Conductivity Model, SPE paper 20386, 1990.

Mollajan, A., & Memarian H., 2013, Estimation Of Water saturation From PetrophysicalLogs Using Radial Basis Function Neural Network, Journal of Tethys Vol 1 no.2, pp156-163.

Nandy, J., Chatterjee, R., Ghosh, A., Malik, S., Chavan, G. M., & Sundaram, K. M., 2010,An Approach to Water saturation Estimation using NMR Data in Water-Wet Rocks : ACase Study, Proceeding 8th Biennial International Conference & Exposition onPetroleum Geophysics.

Poupon, A., & Leveaux, J., 1971, Evaluation of Water Saturations in Shaly Formation,SPWLA 12th Annual Logging Symposium, Paper O.

Ringen, J. K., Halvorsen, C., Lehne, K. A., Rueslaatten, H., & Holand, H., 2001, ReservoirWater saturation Measured on Cores; Case Histories and Recomendation, Proceedingsof the 6th Nordic Symposium on Petrophysics, Nordic, Norway.

Shazly, T. F., Ghorab, M., Ghaleb, I. E., & Nabih, I., 2012, Using of Pickett’s Plot in ShalyFormation to Estimate the Petrophysical Exponents of Bahariya Formation in SidiBarani Area, North Western Desert,Egypt, Australian Journal of Basic and AppliedScience 2012, 6 (13), pp 399-413.

Shazly, T. F., Ghorab, M., Ghaleb, I. E., & Nabih, I., 2013, Estimation of Suitable WaterSaturation Model of Bahariya Formation in Sidi Barani Area, North Western Desert ofEgypt by Using Well Logs Analysis, International Journal of Academic Research, Sep.2013, Vol. 5 Issue 5, p. 35.

Schlumberger, 1972, Log Interpretation, vol.1 – Principles, Newyork, Schlumberger.Sharma, N., 2010, Comparison of Classical Archie’s Equation with Indonesia Equation and

Use of Crossplots in Formation Evaluation: A Case Study, 8th Biennial InternationalConference & Exposition on Petroleoum Geophysics.

Waxman, M. H., & Smith, L. J. M., 1968, Electrical Conductivities in Oil Bearing ShalySand, SPE Journal 8, pp.107-122, 1968

Worthington, P. F., 1985, The Evolution of Shaly-Sand Concepts in Reservoir Evaluation,the Log Analyst, SPWLA, 26 : pp.


434

Gambar 1. Perkembangan well logging dari tahun ke tahun (Crain, E. R.., 2012)

Gambar 2. Ilustrasi perbandingan cara terdistribusinya clay dan dampaknya pada suatu reservoar (Serra 1984,dalam Kurniawan 2005)


435

Gambar 3. Kurva yang umum digunakan untuk menentukan saturasi air (Sw) dalam metode F Overlay (dalamBateman, R. M., 1985)


436

Gambar 4. Kurva hubungan antara Konduktivitas Air (Cw) dengan Konduktivitas Formasi yang memilikikejenuhan air maksimum (Dalam Kurniawan, 2005)

Gambar 5. Ilustrasi yang menggambarkan teknis perhitungan dalam metode dual-water (dalam Bateman, R.M., 1985)


437

Daftar Simbol

a = Faktor tortousity / Faktor konsolidasi batuanB = Konduktivitas counterion waxmanCeq = Konduktivitas equivalent counter ion, mho-mCt = Konduktivitas total formasi yang jenuh maksimal, mho-mCw = Konduktivitas air formasi, mho-mCwB = Konduktivitas air formasi (bound water), mho-mF = Faktor formasiF* = Faktor formasi pada metode Waxman-SmithF0 = Faktor formasi pada metode dual-waterFe = Faktor formasi pada metode LSUK = Konstantam = Faktor sementasim = molality, mol/Kg H2Omeff = Efisiensi membrann = Eksponen saturasineq = Konsentrasi equivalent counter ion, mol/lQv = Cation Exchange Capacity, meq/ccq = Fraksi rongga pada clean sand yang terisi oleh shale, fraksiR = Konstanta gas universalRI = Indek resistivitasRo = Resistivitas formasi yang hanya terisi air, ohm/mRt = Resistivitas formasi yang terisi oleh hidrokarbon dan air, ohm/mRw = Resistivitas air formasi, ohm/mRxo = Resistivitas formasi yang hanya terisi air, ohm/mRsh = Resistivitas shale, ohm/mSo = Saturasi HidrokarbonSP = Harga pembacaan SP, mVSw = Saturasi air (water saturation), %Sw

n = Saturasi air pada non-shaly sand formation, %Sw

s = Saturasi air pada shaly sand formation, %T = Temperatur, 0CtNa

+ = Sodium transport numberVfdl = Volume fraksi dari double layerVlam = Volume laminated shale, fraksiVsh = Volume shale, fraksiVstr = Volume structural shale, fraksiVQ = Cation Exchange Capacity, meq/ccX = Tambahan konduktivitas akibat kehadiran shale, mho-mΦ = Porositas, fraksiΦd = Porositas log densitas, fraksiΦe = Porositas efektif, fraksiΦs = Porositas log sonic, fraksiΦssh = Porositas log sonic yang berdekatan dengan shale, fraksiγ± = Rata-rata koefisien aktivitas

Documents

Welcome to repository civitas UGM - repository civitas UGM ...repository.ugm.ac.id/135147/1/420-437 M2P-03.pdfResistivity Ratio atau Rocky Mountain (1949), Crossplots (1960-an) dan