Evaluasi Formasi

1.1.            Latar Belakang Evaluasi Formasi.

Tahap evaluasi formasi biasanya di lakukan dalam suatu kegiatan eksplorasi detil setelah pemboran, dalam kenyataannya lumpur bor mendesak hidrokarbon masuk ke dalam formasi menjahui lubang bor dan mencegah hidrokarbon menembus kepermukaan dengan serangkaian investigasi dari data – data survey geologi dan survey geofisika yang dilakukan pada zona yang diperkirakan produktif untuk mengindentifikasi dan mengumpulkan data secara lebih detail dan akurat dari reservoirnya seperti: porositas, permeabillitas dan kejenuhan air dari batuan tersebut.

Pemeriksaan berkas batuan bor yang kembali ke permukaan dapat memberi petunjuk tentang litologi secara umum dari formasi yang ditembus oleh bit dan mungkin juga mampu memperkirakan banyaknya minyak dan gas bumi di dalam formasi produktif. Kurva log memberikan informasi yang cukup tentang sifat fisik batuan dan fluida.penilaian formasi adalah salah satu bagian yang sangat penting dalam proses dan penyelesaian sumur.

1.2.         Tujuan Evaluasi Formasi ( Penilaian Formasi )

Penemuan reservoir pertama kali ditentukan dalam kegiatan eksplorasi dengan satu set data – data geofisika dan seismic, data gravity atau magnetic dan data – data survey geologi. Evaluasi formasi dikerjakan setelah terdapatnya lubang pemboran yang membuktikan adanya hidrocarbon pada cekungan tersebut.

Tujuan dari evaluasi formasi adalah untuk menentukan cadangan hydrocarbon pada cekungan – cekungan yang berprospek hydrocarbon.

Parameter – parameter pengukuran yang dapat dilakukan :

v    Porositas Batuan Reservoir adalah besarnya volume pori batuan relative terhadap volume total batuan atau perbandingan dari volume ruang kosong / pori dengan volume bulk dari batuan dikalikan dengan

100 %.

v    Permeabilitas  merupakan ukuran kemampuan media berpori untuk mengalirkan fluida formasi yang merupakan pengukuran tingkatan dimana fluida akan mengalir melalui batuan media berpori di bawah gradient tekanan tertentu.

v    Jenis batuan.

v    Jenis hidrokarbon secara fisik maupun susunan kimianya.

v    Kejenuhan air dan kemampuan bergerkanya hydrocarbon, reservoir mula – mula dan selang masa perubahan geologi, minyak dan gas bumi yang terbentuk di tempat lain pindah keformasi berpori. Akan tetapi hydrocarbon pindahan ini tidak pernah mengantikan semua air yang ada, air yang tersisa tidak akan mengalir keitika formasi di buka dan di produksikan kembali.

v    Kemiringan formasi dan strukturnya.

v    Lingkungan sedimentasi.

v    Waktu atau traveling time gelombang pada formasi.

1.3.            Metode dalam Evaluasi Formasi.

a.       Mud logging adalah suatu kegiatan yang dilakukan di lapangan dengan mengamati, meneliti dan mencatat kondisi lumpur yang disirkulasikan dalam pemboran dengan mengamati dan mendeskripsi cutting hasil pemboran atau kandungan hydrocarbon yang ikut terbawa aliran lumpur dengan mengunakan beberapa jenis peralatan dalam sirkulasi lumpur.

b.      Corring adalah suatu kegiatan pengambilan contoh batuan formasi melalui operasi coring pada dinding lubang bor denga mengunakan perlatan khusus atau disebut Drill Steam Test ( DST ). Adapun tujuan corirng adalah untuk mengambil data – data sifat fisik formasi seperti porositas, permeabilitas, kejenuhan fluida.

c.       MWD ( Measurement While Driiling ) yaitu kegiatan penilaian formasi berupa pengukuran atau pendataan karakteristik formasi dan  dapat di lakukan selama pemboran berlangsung.

d.      DST ( Drill Steam Test ) yaitu salah satu cara formation testing untuk membuktikan adanya hydrocarbon dalam formasi. DST menyediakan data  besarnya reservoir dan kemampuan produksi suatu sumur.

e.       Open hole logging yaitu untuk merekam karakteristik atau sifat fisik formasi versus kedalaman secara menerus. Wireline logging merekam resistivitas formasi, bulk densitas, radioaktif dan kandungan hydrocarbon.

            Di dalam dunia perminyakan, para geologist akan selalu dilibatkan dalam masalah – masalah yang menyangkut keberhasilan akan di temukannya suatu akumulasi hydrocarbon atau cekungan yaitu:

1.      Dimanakah terdapat hydrocarbon?

2.      Pada kedalam berapa hydrocarbon ditemukan / targetnya?

3.      Berapa besarnya cadangan hydrocarbon tersebut?

            Ketiga pertanyaan diatas selalu menjadi masalah pokok bagi para geologist serta dituntut bagaimana cara memecahkannya. Jawaban atas permasalahan tersebut akan melibatkan berbagai macam kegiatan atau pekerjaan yang selalu diawali dengan survey geologi permukaan, di lanjutkan dengan operasi geofisik, interpertasi data – data yang diperoleh baik dari data geologi permukaan maupun dari data geofisik dimana semuanya akan diakhiri dengan kegiatan pemboran sumur awal ( Wild cat ). Sudah barang tentu seluruh pekerjaan diatas haruslah didukung oleh disiplin ilmu geologi yang cukup mantap keahlian dan keterampilan  ( skill ) yang memadai.

            Hanya dengan pemboranlah masalah – masalah diatas dapat terpecahkan, dengan melakukan coring  secara menerus akan dapat diketahui : jenis batuan yang ditembus oleh bit, urutan stratigrafi daerah penyelidikan, pola struktur bawah permukaan, ada atau tidaknya hydrocarbon ( dengan melakukan analisa core ) serta dengan data – data core dari beberapa sumur akan dapat di konstruksi berbagai jenis peta seperti hanya peta kontur dan isopach. Namun cara ini akan memerlukan waktu yang cukup lama serta biaya yang sangat besar,meski cara ini mempunyai kelebihan – kelebihan tertentu.

            Untuk mendapatkan dara – data  geologi  bawah permukaan secara efektif dan efisien maka orang harus melakukan apa yang disebut “ logging”. Berdasarkan sifat – sifat fisik batuan yang terdapat dalam log, berbagai jenis keterangan bawah permukaan dengan cepat dapat diperoleh sehingga pekerjaan – pekerjaan yang menyangkut pembuatan peta kontur struktur, isochore, isoratio, isopach, ataupun pembuatan profil-profil geologi dan stratigrafi dengan cepat dapat dilakukan pula. Serta tujuan utama dari seluruh rangkaian pekerjaan diatas adalah dapat ditetapkan ada atau tidaknya lapisan-lapisan yang mengandung hydrocarbon.

            Data – data log dapat memberikan keterangan yang lebih akurat pada kedalaman lapisan mana yang mengandung hydrocarbon serta sejauh mana penyeberan hydrocarbon pada suatu lapisan batuan cadangan.

            Minyak bumi di Indonesia terdapat di beberapa tempat dimana terdapat batuan sedimen dengan ketebalan beberapa kilometer, yang dikenal dengan istilah  cekungan sedimentasi. Cekungan sedimentasi tersebut tersebar di seluruh pelosok tanah air dan dapat mencakup wilayah di daratan maupun wilayah lepas pantai. Mengenai jumlah cekungan tersebut, perkiraannya berbeda – beda,namun tidak semua cekungan yang ada menghasilkan minyak dangas bumi. Eksplorasinya mengandung resiko yang cukup besar dan memerlukan biaya yang cukup tinggi antara lain karena mencakup wilayah dengan kedalaman laut cukup luas.

            Dari banyaknya logging yang ada, disini hanya akan membahas lima log dari sekian log yang ada dalam mengeksplorasi hydrocarbon, yaitu ;

1.      Spontaneous Potential Log (SP Log)

2.      Resistivity Log

3.      Porosity Log

4.      Gamma Ray Log (GR Log)

5.      Cement Bond Log (CBL Log)

1.                  Spontaneous Potential (SP Log)

Alat Log SP mengukur kelistrikan alami yang terjadi dilubang bore dan umumnya membedakan yang lapisan yang porous, batu pasir yang permeable dari intervensi shales. "Baterai alamiah" terjadi ketika penggunaan pengeboran lumpur dengan perbedaan salinitas yang berbeda dari air formasi,  menyebabkan dua solusi untuk berhubungan yang memiliki konsentrasi ion yang berbeda. Ion berdifusi dari larutan yang lebih terkonsentrasi (biasanya pembentukan air) yang lebih encer. Aliran ion merupakan arus listrik, yang menghasilkan potensi alam kecil diukur dengan alat SP millivolts.

 Ketika salinities filtrat lumpur dan air formasi yang sama, potensi adalah nol dan log SP harus menjadi garis rata. Dengan filtrat lumpur segar dan demikian, semakin banyak pembentukan garam air, batu pasir akan menunjukkan defleksi pada arah potensial negatif (ke kiri) dari sebuah "garis dasar serpih" (Gambar 8). Jumlah defleksi dikontrol oleh salinitas kontras antara filtrat lumpur dan air formasi. Bersih (shale-free) unit batu pasir dengan air yang sama salinitas harus menunjukkan nilai umum, maka "garis pasir". Dalam praktiknya, akan ada drift dengan kedalaman karena perubahan salinitas air formasi. Perpindahan pada log antara serpih dan pasir garis adalah "statis potensi diri" SSP.
Gambar 1. Spontan potensial (SP) dan sinar gamma log dari KGS Jones # 1. Meskipun mereka merekam sifat-sifat fisik yang berbeda, kedua log yang sebanding karena kepekaan mereka untuk serpih dan sehingga keduanya dapat digunakan untuk membedakan antara batu pasir dan shales. Diferensiasi batu pasir yang kuat di kedalaman lebih besar pada log SP ini disebabkan oleh peningkatan salinities dalam batu pasir yang lebih dalam.

SP log pada Gambar 1 adalah contoh diambil dari bagian dangkal Dakota. Perhatikan bagaimana shale baseline menunjukkan drift dengan kedalaman berbeda. Karakteristik ini umumnya diamati pada bagian dangkal dan telah diusulkan untuk disebabkan oleh peningkatan relatif oksidasi batu yang dekat dengan permukaan tanah. Batu pasir tertinggi di dalam sumur memiliki defleksi tertahan pada log SP dibandingkan dengan batu pasir yang lebih rendah. Kontras ini merupakan indikasi bahwa air langsung di atas batu pasir dapat secara signifikan lebih segar daripada air batu pasir yang lebih rendah. Sumur lain tidak lazim untuk melihat unit batu pasir di mana SP defleksi pergi ke sebelah kanan shale baseline. Dalam hal ini, filtrat lumpur pengeboran adalah pembentukan lebih asin daripada air. Sebuah contoh yang baik dari fenomena ini ditunjukkan pada Gambar 2 dari sebuah sumur di utara-barat Kansas. Di atas batu pasir, "U", log SP menunjukkan defleksi ke kanan, menunjukkan pembentukan air yang segar dari lumpur pemboran, sedangkan di bagian bawah batu pasir, "L", adalah defleksi ke kiri, menunjukkan pembentukan air untuk lebih asin.

Gambar 2. Spontan potensial (SP) dan gamma-ray log dari aquifer di Kota Dakota Layanan Montgomery # 2 CNENW 7-8s-23W, Graham County, Kansas. Perhatikan bahwa log SP membelokkan ke kanan di atas batu pasir, "U," tapi ke kiri di bagian bawah batu pasir "L." Ini "pembalikan" terjadi karena pembentukan air di atas batu pasir lebih segar daripada lumpur pengeboran, tapi lebih asin daripada lumpur pengeboran batu pasir di bagian bawah.

Konduktivitas dari filtrat lumpur pemboran diukur oleh para insinyur di sumur-situs dan dicatat pada "header" dari log. Informasi ini dikombinasikan dengan SSP "efek baterai" ditampilkan pada log dapat digunakan untuk memperkirakan pembentukan konduktivitas air. Perhitungan dibuat sangat umum oleh analis log minyak bumi sebagai variabel penting dalam pencarian minyak atau gas potensial zona (lihat Gambar 3). Ketika digunakan untuk mengevaluasi kualitas air akifer, perhatian harus diambil untuk memastikan kesimpulan realistis. Meskipun komposisi air formasi pada kedalaman lebih besar cenderung kebanyakan natrium klorida, ion kalsium, magnesium, bikarbonat dan sulfat menjadi lebih penting dalam dangkal, air akifer. Akibatnya, persamaan yang digunakan oleh analis log minyak bumi hanya perkiraan dan harus disesuaikan untuk menghormati ionik campuran air akuifer setempat. Secara umum, ion divalen perairan dangkal cenderung membuat mereka terlihat sedikit lebih asin daripada mereka sebenarnya adalah ketika dihitung dari log SP.

 Gambar 3. Diagram alur dari industri minyak analisis log untuk memperkirakan Resistivitas air formasi, Rw, di dalam formasi dari log SP (Bateman dan Konen, 1977). RMF adalah lumpur filtrat diukur pada suhu Resistivitas TMF dan dicatat pada log header; Tf adalah temperatur pembentukan, umumnya diperkirakan oleh interpolating antara lubang bagian bawah temperatur (BHT) pada total kedalaman (TD) dan rata-rata suhu tahunan di permukaan ; SSP adalah potensi diri statis diukur pada log antara "jalur bersih" dan "garis serpih" di millivolts (mv) DAN dengan terkait tanda (positif atau negatif).
Bagan empiris dikembangkan sebagai bagian dari penelitian di Dakota untuk memperbaiki resistivities air jelas dihitung dari persamaan standar ke perkiraan resistivities riil yang diukur dalam sampel air aquifer dakota (Gambar 4). Resistivities yang telah diperbaiki kemudian diubah menjadi perkiraan dari total padatan terlarut. Metode ini sangat berguna dalam studi akifer dakota karena studi kualitas air memungkinkan untuk diperluas di luar Dakota sumur dari sampel air yang diambil untuk sumur yang unsampled tapi login dengan perangkat SP.

 

Gambar 4. Custom-dirancang grafik dan fungsi untuk mengubah air jelas Resistivitas (RWE) dihitung dari industri minyak sebenarnya algoritma untuk Resistivitas (Rw) dari akifer Dakota perairan. Koreksi diperlukan karena RWE dihitung dengan asumsi bahwa padatan terlarut dalam air dari satu garam; sebenarnya nilai-nilai Rw akan dikendalikan oleh campuran ion perairan alami, dan discrepencies dengan RWE akan sangat terlihat dalam relatif lebih segar formasi perairan dangkal. Dari Boeken (1995).

1.1              Tujuan Pengukuran

Tujuan dari pengukuran SP adalah untuk dipergunakan menghitung :

a.       Harga RW

b.      Ketebalan lapisan porous

c.       Korelasi batuan

d.      Evaluasi Vclay ; Vclay = 1 -

e.       Untuk membedakan lapisan yang bersih dari shale

1.2              Bentuk-bentuk kurva SP

Defleksi kurva SP log yang tergambar pada slip log akan memberikan bentuk-bentuk sebagai berikut :

1.      Lurus atau biasa disebut dengan shale base line (SBL).

2.      Untuk lapisan yang permeable (air asin), kurva SP log berkembangan negatif (kekiri) dari shale base line.

3.      Untuk lapisan permeable (hidrokarbon), kurva SP log akan berkembang negatif dari SBL.

4.      Untuk lapisan permeable (air tawar, kurva SP log akan berkembang positif (kekanan) dari SBL

1.3              Prosedur menentukan harga RW dari SP log

Prosedur yang dilakukan untuk menentukan harga Rw dari SP log adalah sebagai berikut:

1.3.1        Data Yang Diperlukan

Ø  Slip log SP

Ø  Resistivity log

Ø  Temperatur formasi (Tf) dan temperatur (Ts)

Ø  Chart

1.3.2        Prosedur analisa

1.         Tentukan ketebalan lapisan permeable yang akan dianalisa

2.         Tentukan temperatur formasi (Tf) atau Tf dari BHT, TD, kedalaman dan temperatur permukaan (Ts) :

Tf = Ts +  x Kedalaman Lapisan

3.         Tentukan Rm, Rmf dari log resistivity dengan gambar 5 atau dengan persamaan :

Rmf = 0.75 x RM

4.         Tentukan shale base line dari kurva SP.

5.         Baca harga maksimum SP log untuk lapisan permeable.

6.         Baca harga Ri (=Ra) pada ketebalan formasi yang akan dianalisa, kemudian harga Ri/Rm.

7.         Dari harga Ri/Rm , d_1, ketebalan formasi (h), cari harga koreksi faktor (k) untuk Esp, sehingga harga Essp adalah

Essp = Esp x koreksi factor atau menggunakan gambar 6 dan 7

8.         Cari harga Kc _:

Kc = 61 + 0.1331 Tf                    Tf = ^oF

9.         Tentukan harga Rweq, yaitu :

Rweq =  atau menggunakan gambar.

kemudian hitung:Rwe =

10.     Dengan grafik hitung harga Rw

2.                  Gamma Ray Log (GR Log)

Gamma-ray log secara luas digunakan sebagai catatan untuk menemukan kunci stratigrafik kedalaman formasi (Gambar 1) dan untuk membagi ke dalam unit dakota batu pasir dan shale (Gambar 2). Sinar gamma ukuran alat batu radioaktivitas alam dengan cara yang sama dengan geiger counter. Sumber radiasi hampir seluruhnya dari isotop torium, uranium, dan kalium. Meskipun sebagian besar radioaktivitas batuan cukup rendah, itu cukup untuk membuat perbedaan yang jelas antara batu pasir (radioaktivitas rendah) dan shales (radioaktivitas yang lebih tinggi) (Gambar 3). Sinar gamma yang lebih tua log direkam dalam "menghitung" yang jumlahnya bervariasi sesuai dengan desain alat. Hampir semua modern log sinar gamma direkam dalam API (American Petroleum Institute) unit, yang membuat satu standar umum perbandingan log. Skala dipilih sehingga nilai nol berarti tidak ada radioaktivitas dan nilai 100 akan cocok dengan tipikal serpih Mid-benua. Dalam praktiknya, dapat shales agak variabel dalam radioaktivitas mereka sesuai dengan isi lumpur, tanah liat jenis mineral, dan terjadinya sejumlah kecil uranium.

Gambar 1. Penggunaan sinar gamma log untuk pembagian stratigrafik Dakota akifer di KGS Jones # 1 NENENE 2-10S-8W, Lincoln County, Kansas.

Setelah batas-batas stratigrafik Dakota terletak akifer (Gambar 1), log sinar gamma dapat digunakan untuk menandai interval kedalaman batu pasir dan shales. Sebagai aturan umum-of-thumb, pengalaman menunjukkan bahwa nilai dari 60 unit API batas yang memuaskan untuk membedakan batu pasir (di bawah 60) dan shales (di atas 60). Contoh penggunaan prosedur ini ditunjukkan pada Gambar 2. Subdivisi dari akifer Dakota bagian ke batu pasir dan shales mengungkapkan struktur dan aquitard lapisan akifer.

 

Gambar 2. Penggunaan gamma-ray log untuk membagi Dakota akifer di KGS Jones # 1 di antara batu pasir dan serpih zona akifer aquitard zona theough penggunaan sinar gamma-nilai cut-off.

2.1              GAMMA RAY LOG (GRL)

GR Log mengukur emisi gamma-ray alami dari formasi dan dapat sangat berharga dalam mengidentifikasi berbagai lithologies untuk perbandingan dengan persentil log (Gambar 3). Menghitung gamma alam umumnya mencerminkan isi serpih batuan sedimen karena kebanyakan berasal dari sinar gamma isotop kalium radioaktif pada mineral lempung. Keuntungan besar dari log ini adalah bahwa hal itu dapat digunakan dalam kering atau cased boreholes.

Gambar 3. Korelasi menggunakan GR log.

Source: Clark (1988) 

2.2              The neutron and gamma-gamma logs.