Mungkin ini bisa jadi jalan tengah, yaitu mengawinkan log petrology &
petrophysic. Saya pernah melakukan quantitative petrological analyses dari
cutting. Hasilnya berupa angka porositas dalam %. Pekerjaan ini memerlukan
ketelitian dalam pengamatan porisitas dalam butiran cutting, oleh karena itu
untuk satu sayatan dari range kedalaman tertentu bisa dipotret sampai 100 kali
dan kemudian setiap temuan tekstur dan porositas dimasukan dalam tabel. Hasil
penghitungan porositas tiap kedalaman lalu kita plot terhadap kedalaman, mirip
grafik log. Grafik log petrologi lalu kita sandingkan dengan petrofisik. Pada
waktu kami kerjakan analisis petrologi kuantitatif dan petrofisik ternyata bisa
saling membantu. Selamat mencoba.
Salam
AnssM
----- Original Message -----
From: Shofiyuddin
To: iagi-net@iagi.or.id
Sent: Monday, August 06, 2007 11:34 AM
Subject: Re: [iagi-net-l] 2nd Porosity Petrophysic vs Petrography in Carbonate
Mas Andri,
Memang segala sesuatunya harus kembali kepada asal. Nah log pun sama, harus
dikalibrasi lagi kepada batuannya, bentuknya bisa kepada deskripsi batuan inti
(core), sayatan tipis, SEM dan XRD. Begitu juga dengan sifat fisik batuan laen
seperti porosity dan permeability. Tanpa itu, log tidak punya referensi.
Kalo kita bicara batuan, kita bicara yang paling detil (dari micron same
meter. Kalo kita bicara log, kita bicara dibilangan cm sampe meteran,
tergantung jenis lognya apa. Bicara seismik bicara pada kisaran yang lebih
besar lagi dari log.
Nah yang sedang saya share ini bagaimana usaha kita untuk mengenal adanya
porositas sekunder dari log dimana dari pengamatan core ditemukan adanya vuggy
porosity. Secara umum, sonic log sering disebut sebagai salah satu tool yang
cukup efektif untuk mengenal porositas sekunder ini sehingga banyak persamaan
muncul yang diertai dengan asumsi yang berbeda berbeda beda. Salah satu contoh
adalah penggunaan rumus SPI (Secondary Poroitas Index) digunakan dengan aumsi
bahwa sonic log tidak melihat sama sekali adanya vug, jadi selisih antara
porositas total dengan sonic dilihat sebagai adanya porosoitas sekunder. Untuk
rumus Nurmi sedikit laen lagi karena dianggap alat sonik mampu untuk melihat
"sebagian vuggy porosity, sekitar 50% dari aktual" nya. Nah begitu juga yang
rumus yang laen.
Yang menjadi masalah ditempat saya adalah kenapa justru porositas yang
dihitung daro sonik kok lebih besar dari porositas totalnya (yang dihitung dari
density dan neutron log)? nah itu yang saya lagi cari pak.
Salam
Shofi
On 8/6/07, Andri Subandrio <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
Bung Shofiyuddin yng budiman, saya bukan ahli petrophysic, tapi saya mau
sharing atas dasar pengalaman saya bekerja sebagai petrologis untuk reservoir
karbonat. Sebelumnya saya mohon segera dikorensi apabila ada yang kurang tepat.
Beberapa ayang perlu diperhatikan pada karbonat antara lain :
1. Geometri, dimensi dan skala: Karbonat terutama yang berasosiasi dengan
reef dan paparan mempunya geometri yang berbeda dengan klastik biasa seperti
batupasir. Misalnya pada reef, tekstur dan besar butirnya sangat beragam
tergantung jenis "organik" seperti coral and associate yang tumbuh berdasarkan
kedalaman. Pada lingkungan ini kemunginan ada 'primary porosity" yaitu terdapat
disela-sela kerangka. Geometri seperti ini akan sangat baik direkonstruksi
dengan pemodelan yang dibangun dari pengamatan lapangan modern reef seperti
pulau Seribu dan ancient reef seperti di Formasi Rajamandala Ciatatah -
Padalarang dan tentunya data bawah pemukaan geologi reservoir yang menjadi
target.
2. Secondary porosoity didalam karbonat masuk dalam wilayah "diagenesis"
yang berkaitan dengan fasies, lingkungan pengendapan dan "exposure" phenomena
pasca sedimentasi dan litifikasi. Di Indonesia, 2nd Porosity (2nd por) umumnya
dikontrol oleh diagenesis, sedang di arid climate seperti di mediterania
sebagian porosity dikontrol oleh facies, misalnya pada oolitic limestone
positasnya mirip dengan batupasir yang well rounded. 2nd Por didaerah tropis
umumnya disebabkan pelarutan "fresh water" setelah formasi batugamping ter
"expose" diatas muka laut. Pelarutan ini biasanya didahului dengan
berkembangnya "fracture network", lalu air tawar yang umumnya air hujan mulai
bekerja membentuk porositas atau ruang-ruang yang dapat menghasilkan pori-pori
yang kecil hingga raksasa! Karena itu tida heran 2nd por di ls (limestone) bisa
dimasuki orang bahkan di Perancis gua-guanya bisa dipakai berlayar dengan boat!
Dengan demikian dimensi di golkar (golongan karbonat) bukanlah hal yang
sederhana untuk dipahami.
3. Resolusi petrofisika vs petrography: petrofisika resolusinya mungkin
dalam dimensi cm hingga dm (atau bahkan meter ?), karenanya segmen yang bisa di
'trace" dalam log mungkin masih relatif kasar bila dibandingan dengan
mikroskopis dari sayatan tipis. Dengan petrografi dapat diamati besaran dari
mikron hingga mm, selain itu kita akan dapat melihat bagaimana fasies dan
sejarah diagenesisnya. Dengan penelitian diagenesis ls, dapat diperkirakan
bagaimana distribusi 2nd por nya. Data seismik juga bisa kolaburasi dengan
petrografi, terutama untuk memperkirakan geometri dan dimensi paparan
karbonatnya. Mungkin perlu kerjasama yang baik antara divisi petrologi,
petrofisik dan seismik untuk membangun model underground golkar. Cutting
petrologic analyses bisa sangat membantu petrofisik untuk memahami development
of 2nd porosity" Selamat Ber" golkar" ria.
Salam
Andri Subandrio
----- Original Message -----
From: Shofiyuddin
To: iagi-net@iagi.or.id
Sent: Monday, August 06, 2007 7:53 AM
Subject: [iagi-net-l] Petrophysics - Secondary Porosity
Barangkali ada yang bisa bantu masalah saya.
Saya lagi mencoba menghitung besarnya secondary porosity di carbonat
dengan menggunakan pendekatan harga cementation factor (m).
Saya coba menggunakan beberapa pendekatan persamaan di beberapa publikasi
seperti persamaan Secondary Porosity Index, Nugent (1984), Nurmi, Rasmus,
quadratic dan laen sebagainya. Dari seluruh persamaan yang ada, semuanya
menyebutkan bahwa Porositas yang dihasilkan oleh SONIC selalu lebih rendah dari
Total Porosity yang dihasilkan dari perhitungan Density dan Neutron. Nah yang
dipunyai di lapangan saya ini kebalikannya, yaitu POROSITY SONIC selalu lebih
tinggi dari TOTAL POROSITY (dari Density Neutron) nya. Akhirnya saya tidak
bisa menggunakan beberapa persamaan diatas untuk menentukan berapa besarnya m
dan berapa besarnya porsi secondary porosity dari sistem.
Dari persamaan yang ada, hanya Nugent yang bisa diterapkan karena tidak
mempunyai factor pengurangan Total Porosity dengan Sonic Porosity.
Seandainya memang benar SONIC POROSITY lebih besar dari TOTAL POROSITY
(DN), apakah saya bisa berargumanetasi bahwa SONIC tool ini bisa membaca lebih
detil porosity laen yang tidak terbaca oleh Density dan Neutron?
Apakah selisih antara SONIC Porosity dan Total Porosity adalah secondary
porosity (vuggy)? kalo iya, berarti bertentangan dengan semua asumsi yang ada
di publikasi.
Thanks sebelumnya untuk yang mau berbagi ilmu.
Salam
Shofi
--
Salam hangat
Shofi
