Pendekatan Estimasi Porositas Dari Sonic [PDF]

Citation preview

Estimasi Porositas dari Sonic-Logs pada formasi ber-shale Penulis: Maulana Muhammad, Pramadhio Ari P., Radityo Fajar P.



Abstrac Penerjamahan log sumur kuantitatif, perhitungan dari data resistivity factor (F), water saturation (Sw), permeability (k), dan hence, bulk volume water dan hydrocarbon (BVW and BVHC) memerlukan penetapan dari porositas (φ). Hasil yang telah diperoleh digunakan untuk memperbaiki ketepatan dan ketelitian dari porositas yang bisa didapatkan. Hal ini termasuk untuk pengembangan alat dan juga pengembangan teknik analisa. Secara konvensional, analisa log mengevaluasi porisitas tidak juga dari perhitungan core atau berasal dari analisa log sumur dari alat - alat pembaca porositas (density; ρb, neutron; φN, dan acoustic; Δt). Semua alat ini merespon cara yang berbeda untuk beraneka porositas, isi fluida dan litologi. Dengan pengecualian porositasnya dalah faktor dan karenanya dapat dipecahkan untuk porositas jika nilai dari keberagaman dapat dijelaskan, dengan begitu banyak informasi yang berguna tentang porositas dapat digabungkan dengan mengkombinasikan paling tidak dua alat tersebut (Kamel et.al., 2002), pada banyak kejadian, kekurangan dari alat – alat ini membuat penetapan porositas sangat sulit. Dengan tujuan dapat mengevaluasi porositas dari formasi yang terbebas dari shale, matriks dan jenis fluida harus dimasukan dalam hitungan jika semua parameter porositas yang terpengaruh berhubungan bersamaan dengan arah yang sejalan. Sejak Sonic transit time dan GR logs umum tersedia pada banyak sumur, paper ini bermaksud untuk memperkenalkan sebuah rumus pemecah untuk mengestimasi porositas; φS,dari akustik and pembacaan GR, yang sama dengan porositas efektif, terkusus pada matriks dan parameter fluida. Persamaan ini telah dicoba apada banyak kasus, memberi bayangan bahwa dapat digunakan sebagai parameter. Pendahuluan Sonic log dirancang untuk mengukur porositas batuan formasi dengan cara mengukur interval transite time, yaitu waktu yang dibutuhkan oleh gelombang suara untuk merambat di dalam batuan formasi sejauh satu feet. Peralatan sonic log menggunakan sebuah transmitter (pemancar gelombang suara) dan dua buah receiver (penerima). Jarak antara keduanya adalah satu feet. Bila pada transmitter dipancarkan gelombang suara, maka gelombang tersebut akan merambat ke dalam batuan formasi dengan kecepatan tertentu yang akan tergantung pada sifat elastisitas batuan, kandungan fluida, porositas dan tekanan formasi. Kemudian gelombang ini akan terpantul kembali menuju lubang bor dan akan diterima oleh kedua receivernya, dimana receiver pertama akan menerima yang pertama kali kemudian baru diterima oleh receiver yang kedua. Selisih waktu penerimaan ini direkam oleh log dengan satuan microsecond per feett (s/ft) yang dapat dikonversikan dari kecepatan merambat gelombang suara dalam ft/sec. Interval transite time (t) suatu batuan formasi tergantung dari lithologi dan porositasnya. Sehingga bila lithologinya diketahui, maka tinggal tergantung pada porositasnya. Ketergantungan pada porositas inilah yang menyebabkan sonic log dapat digunakan untuk menentukan porositas. Pada tabel berikut ditunjukkan



kecepatan rambat gelombang suara longitudinal dari beberapa jenis batuan formasi.



Material



Sonic Velociy (ft/sec)



Transite Time (μs/ft)



Oil Water (mud) Shale Sandstone Anhydrite



4300 5000 - 5300 6000 - 16000 > 18000 20000



232 200 - 189 167 - 62.5 55.6 50



Carbonate



21000-23000



47.6 - 43.5



Dolomite



24000



42



Table kecepatan rambat gelombang suara dari beberapa jenis batuan



Penentuan Porositas Menggunakan Sonic Log pada Formasi “shally” Pada tahun 1980, Rymer et al. Mengenalkan perubahan sonic porosity sederhana yang sekarang ini digunakan. Berdasar pada perbandingan dari transit time dengan porositas core dan porositas yang berasal dari log lainnya. Perubahan dapat dikira-kira dengan cukup akurat pada dengan rumus:



Dimana Δtf adalah transit time dari fluida yang tergantung apakah bereaksi dengangaram atau tidak bereaksi dan Δtma adalah matrix transit time, dengan ketentuan: 54 μsec/ft untuk sands, 49 μsec/ft untuk limestone, and 44 μsec/ft untuk dolomit. Persamaan satu dapat ditulis dengan:



Dengan menyusun ulang persamaan 2,kita mendapat :



Persamaan diatas adalah hasil dari pernyataan:



Akar dari persaman (4) adalah :



Persamaan (5) dapat diaplikasi pada formasi bershale, pasa kondisi lain dari shale, diwakili dengan volume clay “Vsh”, harus ditambahkan, yang mana diambil dari bentuk :



Dari persamaan (5) dan (6), porositas efektif dapat dihitung menggunakan persamaan berikut:



Menguji Persamaan yang Dianjurkan Asquith & Gibson (1982) menyajikan beberapa permasalahan untuk mengevaluasi parameter petrofisik yang lebih baik. salah satu dari permasalahan – permasalahan ini adalah pada Mississippian Mission Canyon Formation pada Williston Basin, USA, pada interval kedalaman dari 9308 to 9400 ft, dengan contoh sample yang baik. Sumur ini menggunakan log yang lengkap dari log listrik yang bagus digunakan untuk menghitung resistifitas batuan (MSFL, LLD, and LLS), dan



perpaduan antara Neutron-Density Log dan Lonic Log untuk menghitung porositas, yang ditunjukan pada Gambar ( Fig 1,Fig 2,Fig 3,Fig 4). Alat – alat Log ini mengcatat setiap 0,1 kaki. Cor yang tersedia mengindikasi bahwa pada interval ini terdiri dari microcrystalline dolomite, limestone dan anhydrite rock.



3. Membandingkan Porositas yang berasal dari Dresser Atlas (persamaan 8) dan persamaan (7) yang dianjurkan dengan perhitungan menggunakan teknik tradisional, berdasar pada data density-neutron dengan persamaan berikut :



Hadir dengan keuntungan dari pendekatan baru yang dimaksud. Perbandingan antara perhitungan porositas (Gambar 6) menggunakan Dresser Atlas (1979) (persamaan 8) didapat dari log porositas (persamaan 9). Sebuah korelasi yang akurat, dinyatakan dengan faktor korelasi tinggi (0,96) dapat diketahui. Hasil yang dapat dikorelasi didapat dari pembandingan persamaan 7 dan berasal dari persamaan 9 (R2 = 0,97). Gambar 4 menunjukan perbandingan antara nilai minimum, nilai maksimum dan nilai rata – rata perolehan porositas dengan bentuk perndekatan yang berbeda. Nilai ini jelas merupakan hasil dari persamaan 7 yang lebih dekat dengan hasil perhitungan dari persamaan 9 yang didapat dari Neutron-Density dari Dresser Atlas Equation, (persamaan 8).



setiap kedalaman, analisa menggunakan langkah sebagai berikut : 1. Mengjitung Sonic menentukan porositas dari data sonic log yang tersedia menggunakan persamaan yang diambil oleh Dresser Atlas ( 1979) yang menggunakan bentuk:



Dengan ketentuan Δtma = 44.4 μsec/ft, Δtf = 185 μsec/ft, Δtsh = 70 μsec/ft dan volume shale volume dapat ditentukan menggunakan Pembacaan GR (Schlumberger,1975). 2. Dengan Bantuan sonic transit time “Δt” dan semua constants for matrix, fluida dan parameter shale yang disebutkan diatas, dapat dengan mudah menghitung porositas efektif menggunakan formula yang dimaksud (persamaan.7).



Fig.5. a) Vertical variation of the porosities calculated from ELAN's program and Eq. (7). b) Minimum, maximum and average values of the calculated porosities from both approaches, Gulf of Suez Basin, Egypt. Aplikasi Persamaan 7 diaplikasi untuk menghitung porositas efektif satu sumur di bagian tengah Gulf pada cekungan Suez di Mesir. Pemilihan sumur ini didasari oleh kelengkapan sumur untuk dilakukan uji logging yang diperlukan dengan hasil yang bisa diterima. Pada inerval kedalaman 00 sampai 050 dipilih sebagai contoh untuk menghitung porositas efektif menggunakan formula yang disarankan. Sebuah perbandingan dapat di tebukti antara perhitungan nilai porositas menggunakan persamaan 7 dan PIGN dihitung menggunakan program interpertasi petrophysical “ELANplusTM“ dari Schlumberger (1997). ELANPlus terdiri dari 3 alat porositas (density; Δb, neutron; ΔN, and sonic; Δt) pada perhitungan porositas. Hasilnya ditunjukan pada gambar 5 yang mengindikasi persaamaan yang dianjurkan memberikan hasil porositas yang akurat dengan pembanding asalnya dengan skema wellestablished Schlumberger (1997).



Kesimpulan Sebuah persamaan untuk mengestimasi porositas Sonic-derived dari log akustik. Pada ketidakadaan densitas dan informasi neutron, telah diperkenalkan termasuk efek dari matriks matuan, shale dan patameter fluida. Pada dasarnya hal ini berdasar pada penyusunan ulang persamaan Raymer et al, (1980) yang diaplikasi pada formasi ber-shale. Persamaan ini menghasilkan nilai porositas yang bagus ketika dibandingkan dengan porositas yang didapat dari pendekatan cara lain. Dua contoh lapangan digunakan untuk mencoba dan mengaplikasi persamaan yang dipilih, satu dari USA dan yang lain dari Mesir untuk menjelaskan seberapa jauh cara tersebut berhubungan dan akurat. Pada ahirnya, butuh banyak pertanyaan untuk dijawab; 1) Apa batas dari rumus yang dikemukakan ? 2) Dapatkan persamaan ini digunakan pada jenis litologi lain ? dengan mempertimbangkan perluasan data yang dibutuhkan untuk pengujian persamaan yang lebih tepat.