BAB 4POROSITY LOG
Secara UmumLog selanjutnya yang dipelajari adalah log porosity,
meskipun dr semua log tdk ada yang bisa mengukur densitas secara
tepat. Ada 4 log. Log densitas dan neutron merupakan pengukuran
nuklir, log sonic merupakan akustik, dan log terkahir adalah log
NMR inti formasi. Jika log tesebut digunakan sendiri2 maka yang
dihitung hanya litologinya, jika digunakan 2 atau 3 log secra
bersama maka kita dapat mengistimasi litologi dan penentuan
porositas yang lebih akurat.Nuclear Magnetic Resonance LogLog NMR
pertama kali diperkenalkan oleh sclumberger pd tahun 1978 tapi
penggunaannya masih terbatas karena terbatasnya pengoperasiannya,
dengan pengenalan komersil MRIL oleh NUMAR Corporation 1980 dan
rilisnya CMR oleh sclumberger sehingga NMR mulai diterima.Teknik
pengukurannya memiliki hub yang erat dengan MRI di kedokteran yang
mendeteksi fluida di formasi di sekitar lubang bor (seperti MRI
mendeteksi fluida dalam tubuh). Pada alat logging sebuah magnet
permanen yang kuat dalam alat menyebabkan proton pada fluida
formasi membentuk formasi. Ketika antena pada alat mengirim signal
pada formasi menyebabkan proton menjauh dari barisan awalnya.
Ketika signal dimatikan, protonnya kembali ke barisan pada medan
magnet yang kuat td. Memproduksi sinyal yang disebut spin echo.
Jika kejadian tersebut berulang terus akan menyebabkan banyak spin
echo. Sehingga bersama-sama membentuk spin echo train dimana
diinterpretasi untuk mengestimasi propertis formasi, interpretasi
yang berbeda dan metode pengukuran akan membantu mengistimasi
porositas, Tipe pori fluida, dan distibusi ukuran pori di formasi.
Seperti pada pengukuran porositas lainnya Pengukuran NMR biasanya
di ivaded zone dan transisi zone dari formasi sepanjang lubang bor.
Tidak sepeti pengukuran porositas yang lain, perhitungan porositas
pada NMR kurang sensitif terhadap pergantian litologi daripada
pengukuran porositas yang lain.Karena penggunaan NMR relatif baru,
dia sering digunaakan sendiri untuk pengukuran porositas daripada
digunakan bersama-sama dengan alat porositas yang lain. Karena
alasan ini, NMR logging akan dibahas terpisah di chapter 6.Sonic
LogSonic log adalah log porositas yang mengukur lamanya waktu
tempuh (t, delta t, or DT) dari sebuah gelombang suara yang
kompresibel(gelombang primer) yang berjalan di seluruh formasi
sepanjang sumbu lubang bor. Alatnya terdiri dari satu atau lebih
pemancar ultrasonik dan dua atau lebih receiver. Alat Log sonic
modern adalah BHC. Alat ini di design untuk mengurangi efek
perulangan terhadap variasi ukuran lubang bor (Kobesh dn Blizard,
1959) seperti error karena kemiringan alat sepanjang lubang bor
(Schlumberger, 1972) dengan merata2kan sinyal dari perbedaan
kombinasi pemancar-receiver sepanjang lebang bor.Satuan waktu
tempuh (t) adalah mikrosecond/feet, sec/ft (atau microsecond per
meter, sec/m) . Merupakan kebalikan dari kecepatan gelombang
kompresional dalam feet/second. DT ditunjukan di gambar 4.1 pada
trak 2 dan 3, sepanjang kurva travel time. Trak 1 terdiri dari
caliper (CALI) dan Gamma ray (GR) dan SP.Waktu tempuh (t)
tergantung oleh lithologi dan porositas. Oleh karena itu suatu
waktu tempuh matriks dari suatu formasi harus diketahui untuk
memperoleh porositas sonic dengan chart (gambar 4.2) atau dengan
mengikuti formulaPersamaan wyllie time average (Wyllie et al
1958)s=Persamaan Raymer Hunt Gardner (RHG) (Raymer et al.,
1980)s=dimana :s = porositas sonic yang diperolehtma = waktu tempuh
di dalam matrixtlog = waktu tempuh formasitfl = waktu tempuh dalam
fluida di formasi (freshwater mud = 189 sec/ft; saltwater mud = 185
sec/ft).
Formasi tidak terkonsilidasiFormula Wyllie bisa digunakan untuk
menghitung porositas pada sandstone dan karbonat yang termamptkan
dengan porositas intergranular dan porositas intercrstaline.
Bagaimanapun pokoknya kalau menghitung pake rumus Wyllie, maka
porositas sonic yang vuggy atau ada frakturenya itu akan sangat
rendah. Ini terjadi karena log sonik hanya merekam porositas
matriks, daripada porositas sekunder. Persentasi dari vugggy atau
frakture porosity dapat dihitung dengn mengambil porositas sonic
dari total porositas. Nilai total porositas mengandung dari satu
log nuklir atau kombinasi dari log2 sonik. Pesentasi porositas
sekunder atau SPI bisa digunakan untuk parameter pemetaan pada
explorasi karbonat.Dimana log sonik digunakan untuk menghitung
porositas pada pasir yang tidak termampatkan, harus dimasukkan
suatu faktor kompaksi di persamaan Wyllie:s=dimana:Cp = faktor
kompaksiFaktor kompaksi diperoleh dari formula di bawah ini:
Dimana:Tsh = waktu tempuh dalam lempung pada formasi yang
menarikC = konstanta, normalnya 1.0Nilai waktu tempuh dari
kedalaman yang terpilih ada pada log 4.1 dari tabel 4.5, nilai ini
digunakan pada gambar 4.2 untuk menentukan porositas sonic, yang
ada dalam tabel 4.6
Efek hidrokarbonNilai DT pada formasi akan meningkat dengan
kehadiran hidrokarbon.(hidrkarbon effect). Jika efek hidrokarbon
ini tidak dibenarkan, maka perhitungan porositas sonik akan tinggi.
Rumus hilcie = s x 0.7 (gas) = s x 0.9 (minyak)Log DensitasSatuan
densitas dalam gr/cm3 dengan lambang rho. Densitas dibagi dua, RHOB
dan desntas matriks. Bulk densitas adalah densitas dari keseluruhan
formasi(bagian solid dan fluida). Densitas matriks adalah densitas
pada bagian solid dari batuan. Ini memungkinkan untuk tipe batuan
yang tidak ada porositasnya seperti limestone/sandstone. Sejak
akhir tahun 1970an, log densitas digunakan untuk pengukuran PE
untuk menentukan litologi formasi. Log densitas bisa membantu
geologist untuk Mengidentifikasi mineral evaporit Mendeteksi zona
yang mengandung gas Menentukan densitas hidrokarbon Mengevaluasi
reservoir shaly sand dan litologi yang kompleksAlat logging
densitas relativ untuk intvestigasi yang dangkal, dan sebagai
hasilnya, bagian lubang bor akan tertahan sepanjang logging untuk
memaksimalkan respon pada formasi. Alatnya terdiri atas
medium-sumber energi gamma ray atau beberapa design yang terbaru,
dan sebuah accelerator. Dua detektor gamma ray menyediakan beberapa
pengukuran kompensasi untuk kondisi borehole.Ketika gamma ray
terpancarkan dan bertubrukan dengan elektron pada formasi, dan
hasilnya akan terjadi pengurangan energi pada partikel gamma ray.
Penghamburan gamma ray yang kembali ke dektektor pada alat diukur
dengan range 2 energi. Nilai gamma ray yang kembali lebih tinggi
dari range energi yang merupakan effek compton, sebanding dengan
densitas elektron pada fprmasi. Pada daerah interest untuk
eksplorasi hidrokarbon , densitas elektron berhubungan dengan bulk
densitas formasi yang seluruhnya konstan, dan densitas bulk yang
berhubungan dengan porositas. Interkasi gamma ray pada range energ
yang rendah akan diatur oleh efek photoelektrik. Respon dari range
energi sangat menentukan litologi dan hanya akan sedikit menentukan
porositas.Kurva RHOB direkam di trak 2 dan 3 (gambar 4.3). Kurva
PFE dalam barns per elektron diperlihatkan pada trak 2 atau 3, yang
diovelap dengan kurva bulk density. Kurva koreksinya juga
diperlihat di trak 2 dan 3 (gambar 4.3). Kurva ini menunjukkan
bagaimana koreksi yang sudah ditmbahkan pada kurva bulk densits
selama proses akibat efek borehole, Dan ini utamanya digunakan
untuk indikasi qulity kontrol. Ketika DRHO lebi dari 0,2, nilai
bulk densitas mungkin tidak valid. Kurva porositas densitas yag
diperoleh (DPHI) kadang kala di tampilkan pada track 2 dan 3
sepanjang bulk densitas (RHOB) dan kurva koreksi (DRHO). Trak 1
biasanya berupa gamma ray dan caliper (gambar 4.3)Kurva PFE muncul
sebagai bagian dari generasi kedua alat densitas, dimana pada
umunya ditunjukkan sbg alat lithoa atu spectral yang idperkenalkn
sekitar 1978RHOB adalah fungsi dari densitas matrix, porositas, dan
densitas fluida pada pori untuk menentukan porositas densitas pada
chart 4.4 atau dengan perhitungan seperti berikut. D=Dimana:D =
porositas densitas yang diperolehma = densitas matrixb = densita
bulk formasifl = densitas fluida
Pentingnya mengkoreksi nilai ma dan flSebuah komputer pada
logging menghitung porositas densitas dari mengukur densitas bulk
pada formasi menggunakan persamaan 4.7. geologist atau teknisi
logging mensfesifikkan densitas matrx dan densitas fluida yang
biasa digunakan. Rho ma yang asli lebih kecil dai pada densitas
matrix yang digunakan untuk mengitung porositas, log itu
menunjukkan porositas yang dihtung lebih tinggi dari pda posrositas
sbenarnya. Jika densitas fluida pada formasi lebih kecil densitas
fluida yang dihitung menggunakan fresh water nilai log akan
menunjukkan porositas yang dihitung akan lebih rendah dibandingkan
dengan porositas yang asli pada formasi. Karena perbedaan yang
lebar antara nilai densitas matrix dan densitas fluida errornya tu
untuk mengestimasikan densitas matrix menyebabkan efek yang besar
pada saat perhitungan porositas. Nilai bulk densitas liat di figur
4.3 dan list 4.7. nilai ini digunakan pada gambar 4.4 untuk
menentukan porositas densitas yang ada pada tabel 4.8Efek
HidrokarbonKetika invasi pada formasi dangkal densitas rendah dari
hidrokarbon formasi menyebabkan densitas porositas yang dihitung
akan lebih besar dibandaingkan dengan porositas sebenarnya. Minya
tidak secara signifikan efek porositas densitasnya, tetapi gas iya.
Helchie menggunakan densitas gas 0,7 g/cm3 untuk densitas fluida
(fl) di rumus densitas porositas. Jika densitas gasnya tdk
diketahui. Karena karena kehadiran oil memeiliki efek yang kecil
pada log densitas alat ini biasnya menunjukkan indikasi porositas
yang terbaik pada lubang yang terisi air.Mineral BeratSewaktu-waktu
densitas bulk (b) itu lebih besar dibandingkan dengan densitas
matrix (ma) yang diasumsikan diformasi [e.g., ketika pengukuran
dibuat dalam anhidrite (ma = 2,96 g/cm3) tetapi direkam dengan
matrix limestone (ma = 2.71 g/cm3) dimana hasilnya porositas
densitas negatif. Ini penting untuk dicatat pada kasus seperti ini
alat loging di oprasikan dengan baik tetapi asumsi menghasilkan
konversi antara density bulk dengan density porositas tdk benar.
Dalam kasus seperti ini porositasnya benar benar kliru (karena
nilainya negatif), nilai density negatif itu mengindikasikan
kehadiran dari unhidrid atau mineral berat lainnya, seperti yang
ditunjukan pd gambar 4.5 pada selang 11550-11567 ft dan 11600-11618
ft.Barit berbubuk biasanya meningkatkan berada pada lumpur akan
meningkatkan densitas lumpur, ketika lumpur yang berat digunakan
(14 lb/gal), nilai Pe yang tinggi dari barit (tabel 4.2) pada
lumpur akan menutupi nilai Pe dari lapisan batuan yang
berdekatan.Neutron LogNeutron log adalah log porositas yang
mengukur konsentrasi hidrogen pada formasi, pada formasi yang bebas
shale dimna porositasnya bdiisi air atw minyak neutron log akan
mengukur orositas yang terisi fluida (N, PHIN, atau NPHI).Neutron
terbentuk dari sumber kimia dialat neutron logging. Sumber kimia
biasanya tercampur Americium dan Berelium yang secara terus menerus
memancarkan neutron ketika neutron bertubrukan dengan inti pada
formasi neutron akan kehilangan beberapa energi dengan cukup
pengaburan neutron akan terabsorbsi oleh inti dan gamma ray yang
dihamburkan. Karena atom hidrogen massanya hamirsama dengan massa
neutron energi maksimum yang hilang ketika bertabrakan. Energi yang
hilang didominasi oleh konsentrasi hidrogen formasi karena hidrogen
pada formasi yang berpori dengan konsentrasi porositas yang terisi
fluida, energi yang hiang berhubungan dengan porositas
formasi.Kurva neutron umumnya ditunjukkan sepanjang trak 2 dan 3,
dalam unit yang mengacu pada litologi yang spesifik (biasanya batu
gamping dan batu pasir, tergantung pada lingkungan geologi yang
ditemukan) sebagai ilustrasinya dapat dilihat pada gambar
4.5Variasi respon log neutron ditentukan oleh: Perbedan dalam ipe
detector dan apa yang mereka deteksi ( gamma ray dan atau neutron
dari energi yang bereda) Spasi antar sumber dan detektor
LithologiSementara variasi tipe detector dan desain alat diperbaiki
(dan dihitung untuk prosesing data), variasi dalam respon litologi
harus dihitung dengan chart yang tepat (gambar 4.6 dan 4.7).
seorang geologist harus mengingat respon dari neutron log yang
berbeda beda selain dr ini (tak seperti semua log). Dan harus
diinterpretasi dari chart spesifik yang didesain untuk log
spesifik. ( sclumberger chart untuk log sclumberger dan halliburton
chart untuk log halliburton). Alasan untuk ini karena sementara loh
yang lain dikalibrasi dalam unit fisik dasar, seangkan neutron log
tidak (Dresser Atlas, 1975).Tabel 4.11 menunjukkan hasil dari
koreksi lithologi yang dibuat pada pengukuran neutron menggunakan
chart yang benar dan tidak benar untuk alat neutron
spesifik.Neutron log yang dideteksi gamma rey yang dihasilkan dari
gambaran neutron oleh inti formasi awalnya tiap perusahaan logging
mempunyai sistem kalibrasinya sendiri tetapi secepatnya API
mengembangkan pit kalibrasi untuk menentukan standar umum untuk
untuk oengukuran. Umumnya log ini ditunjukkan dalam cps atau unit
neutron AI daripada porositas. Meskipun chart untuk mengkonversi
dari unit yang di tampilankan untuk porositas yang ada. Konversi
yang berubah-ubah dengan data inti atau porositas formasi yang
diperkirakan sering digunakan. Itu harus dicatat respon log neutron
berbanding terbalik dengan pororsitas sehingga unit nilai
pengukuran yang rendah dapat disamakan dngan porositas yang tinggi.
Dan nilai untu oengukurna yang tinggi dapat disamakan dengan
porositas yang rendah.Log neutron modern yang pertama (dimana
porositas ditampilkan dengan tepat) adalah log neutron
dindingsamign. Deperti log densitas (dan untuk alasan yang sama
dari batas kedalaman yang diinvestigasi), sidewall neutron log
mempunyai sumber dan detector dalm sebuah lapisan yang ditekan
melawan sisi lubang bor. Meskipun sidewall neutron log relatif
tidak sensitif pada efek litologi, itu senditif tehadap efek lubang
br, seperti kekasaran yang disebabakan kesusahan pengukuran.Neutron
log yang paling umum digunakan dalah pengganti neutron log yang
mempunyai sumber neutron dan dua detektor seperti log neutron
sedewall, itu secara tepat menunjukkan porositas. Keuntungan dari
pengganti neutron log sepanjnag sidewall neutron log mereka sedikit
dibuat2 oleh ketidakteraturan lubang bor, sidewall dan pengganti
neutron log dapat direkam dalam limsstone yang jelas, sandstone,
atau unit porositas dolomit. Jika sebuah formasi limestonedan log
neutron direkam dalam porositas unit dolomit yang jelas, porositas
yang semu sama dengan porositas yang benar. Bagaimanapun ketika
litologi dalam formasi adalah sandtone atau dolomit, maka porositas
limestone semu harus dikoreksi menjadi porositas yang sebenarnya
dengan menggunakan chart (gambar 4.6 mengilustrasikan koreksi
litologi untuk model log neutron Halliburton, dan gambar 4.7 adalah
koreksi log neutron schlumberger). Prosedur identifikasi untuk tiap
grafik di tunjukkan pada gambars 4.6 dan 4.7Nialai porositas
neutron dari kedalaman yang terpilih pada log dalam gambar 4.5 di
masukkan dalam tabel 4.9. nilai ini digunakan dalam grafik pada
gambar 4.6 untuk menentukan porositas sonic yang ada dalam tabel
4.10Efek HidrokarbonKapanpun pori itu terisi dengan gas dibanding
munyak atau air porositas neutron yang terekam itu lebih kecil
dibanding porositas formasi yang seberanya hal ini karena
konsentrasi hidrogen di gas lebih kecil dibanding air atau minyak.
Konsentrasi yang kecil ini tidak terhitung oleh software prosesing
pada alat loggong ydan ii diinterpretasikan sebgai porositas yang
rnedah. Penurunan porositas neutron oleh kandunan gas disebut
dengan gas efek.Efek LempungKetika clay menjadi bagian dari matrix
formasi porositas neutron yag terekam akan lebih besar dibanding
porositas formasi yang sebnarnya. Ini sidsebabkan karena hidrogen
yang berada dalam struktur clay dan air dalam clay yang meneybabkan
adanya hidrogen dibagian porosnya karena dri prosesing softwaenya
itu bisa menggambarkan hidrogen dalam formasinya shg hidrogen
ekstra yang terinterpretasi menjadi bagian dari porositasnya.
Peningkatan dari porositas neutron merepresentasikan adanya clay
yang dikenal sebagai shale efek. Meskipun munculnya log porositas
memberikan peningkatan substansial dalam interpretasi log, yang
signifikan berubah dari sudut pandang geologi, pengembangan teknik
penafsiran yang dikombinasikan pengukuran dari alat porositas
berbeda. Dengan kombinasi dari dua atau tiga pengukuran, litologi
bisa ditafsirkan (daripada harus diketahui) dan perkiraan yang
lebih baik dari porositas yang dihasilkan. Interpretasi litologi
dan porositas dicapai melalui crossplot. Ini adalah x-y plot dari
jumlah keperluan, biasanya ditindih dengan garis-garis untuk
litologi murni (biasanya sandstone, limestone, dan dolomit) dengan
porositas yang ditunjukkan pada setiap baris litologi (misalnya,
Gambar 4.11).
Tabel 4.5. Nilai Untuk Digunakan Dengan Grafik dalam Gambar 4.2
Untuk Menentukan sonic porosity, SPHI.
Tabel 4.6. Menentukan Sonic Porosity Dengan Dua Metode
Tabel 4.7. Nilai Untuk Digunakan Dengan Grafik dalam Gambar 4.2
Untuk Menentukan density porosity, DPHI.
Tabel 4.8. Penentuan density porosity
Tabel 4.9. Nilai Yang Akan Digunakan Dengan Grafik Pada Gambar
4.4 Untuk Menentukan Neutron Porosity, NPHI, Berdasarkan Litologi
yang Lain (Dolomit dan Sandstone).
Tabel 4.10. Konversi Litologi untuk Neutron Log
Tabel 4.11. Perbedaan Dalam Neuton Porosity Menggunakan Grafik
Correct dan Incorrect Untuk alat Neutron Spesifik.
Tabel 4.12. Penentuan Litologi Pada Data Dari Interval di Gambar
4.5, Menggunakan Pola Kurva di Gambar 4.8
Tabel 4.13. Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3 dan 4.5, digunakan
untuk menentukan porositas dan litologi.
Tabel 4.14. Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3, dan 4.5, digunakan
untuk menentukan porositas dan litologi.
Tabel 4.15 Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3, dan 4.5 digunakan
untuk menentukan porositas dan litologi.
Tabel 4.16. Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3, dan 4.5, daftar nlai
M dan N yang dihitung dari persamaan di atas, dan litologi yang
diprediksi dari crossplot MN.
Tabel 4.17 Nilai log dari Gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 dan daftar
nilai dari densitas matriks yang terlihat ditentukan dari
crossplot
Tabel 4.18 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 dan daftar
nilai dari matriks transit time yang terlihat ditentukan dari
crossplot
Tabel 4.19 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 nilai matriks
yang terlihat dari gambar 4.16 dan 4.17 dan daftar dari perkiraan
litologi yang ditentukan dari crossplot
Tabel 4.20 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5 dan tabel dari
nilai matriks transit time yang terlihat ditentukan dari
crossplot
Tabel 4.21 Nilai log dari gambar 4.1, 4.3 dan 4.5, nilai matriks
yang terlihat dari gambar 4.16 dan 4.19 dan daftar dari perkiraan
litologi yang ditentukan dari crossplot
Gambar 4.1. Contoh Log Sonic dengan Log Gamma Ray dan
Caliper.
Contoh ini ditampilkan untuk menggambarkan format umum untuk log
sonic, dan penggunaannya untuk menentukan porositas (SPHI) dari
Interval Transit Time (DT) pada Gambar 4.2.Trek 1 : Trak ini
meliputi Kurva Gamma Ray (GR) dan Kurva Caliper (CALI). Perhatikan
bahwa skala gamma ray dibacabaca dari 0 hingga 100 unit API,
meningkat dari kiri ke kanan dengan kenaikan sebesar 10 unit. kurva
Gamma ray diwakili oleh garis panjang-putus-putus.Skala caliper
berkisar 6-16 inci dari kiri ke kanan dengan kenaikan satu inci,
dan kurva diwakili oleh garis pendek-putus-putus.Trek 2 dan 3:
Skala Interval Transit Time (DT) dan Skala Porositas (SPHI)
ditampilkan pada trek ini. Sonic log Interval Transit Time (DT)
diwakili oleh garis yang solid, pada skala mulai dari 140 ke 40 sec
/ ft meningkat dari kanan ke kiri. Pengukuran porositas sonik
(dihitung menggunakan nilai matriks limestone 47,6 sec / ft)
ditunjukkan oleh garis putus-putus . pada skala mulai dari -0,10
sampai 0,30 (-10% Sampai 30%) meningkat dari kanan ke kiri.
Gambar 4.2. Chart untuk mengubah Interval Transit Time (t) ke
sonic porositas ().prosedur:1. Temukan interval Transit Time (DT)
yang didapatkan dari log sonic pada Gambar 4.1, pada skala di
bagian bawah grafik.2.Untuk menghitung sonic porositas limestone
gunakan persamaan waktu-rata-rata Wyllie (berlabel "Waktu
rata-rata"), mengikuti nilai DT vertikal sampai memotong garis
kalsit, kemudian bergerak horizontal untuk memotong sumbu y dan
membaca nilai porositas.3.Untuk menghitung porositas sonic dolomit
gunakan persamaan waktu-rata-rata Wyllie, ikuti prosedur pada
langkah ke-2 di atas, kecuali berpotongan garis dolomit bukan garis
kalsit.4. Untuk menghitung sonic porositas limestone menggunakan
persamaan Raymer-Hunt-Gardner (RHG) (garis lengkung, berlabel
"Empiris"), mengikuti nilai DT vertikal sampai memotong garis
melengkung kalsit, kemudian bergerak horizontal untuk memotong
sumbu y dan membaca nilai porositas.5. Untuk menghitung sonic
porositas dolomit menggunakan persamaan Raymer-Hunt-Gardner (RHG),
ikuti prosedur pada langkah 4 di atas, kecuali berpotongan garis
melengkung dolomit bukan garis melengkung kalsit. CATATAN: nilai
dalam Tabel 4.6 dalam desimal, nilai porositas pada tabel adalah
dalam persen.
Gambar 4.3. Contoh log density dengan gamma ray dan
caliper.Contoh ini menampilkan gambaran format presentasi umum
untuk log density, dan penggunaannya untuk menentukan porositas
(DPHI) dari densitas bulk (RHOB) pada gambar 4.4.Trek 1 : Trek ini
meliputi kurva gamma ray (GR) dan kurva caliper (CALI). Kedua skala
dari kurva tersebut meningkat dari kiri ke kanan. Nilai gamma ray
berkisar dari 0 sampao 100 API gamma ray unit, dan calper mengukur
diameter lubang bor dari 6 sampai 16 inci.Trek 2 : kurva koreksi
log density (DRHO) nilainya berkisar dari -0.05g/cm3 sampai +0.45
g/cm3 meningkat 0.05g/cm3. Hal ini ditunjukkan oleh garis
putus-putus terang. Nilai Efek fotolistrik kurva (PEF) berkisar
dari 0 sampai 10 b/e dan ditampilkan sebagai garis putus-putus yang
agak panjang. (garis pada Kurva PEF lebih panjang dari Kurva DRHO.)
Trek 2 dan 3: nilai densitas bulk (RHOB) berkisar dari skala 2,0 g
/ cm3 untuk 3,0 g / cmr dan kurva ditunjukkan oleh garis yang
solid.
Gambar 4.4. Grafik untuk mengkonversi nilai density bulk
(b,RHOB) ke density porosity (D DPHI)Prosedur:1. Temukan nilai
density bulk(RHOB) yang diperoleh dari log densitas di gambar 4.3
pada skala di bawah grafik. Ingat bahwa pada skala ditampilkan dari
nilai tinggi di kira dan nilai rendah di kanan.2. ikuti nilai RHOB
vertikal sampai memotong tepat garis matriks (calcite(limestone)
atau dolomit) kemudian geser secara horisontal untuk memotong
sumbu-y yang mewakili denstisa fluida, pada kasus ini 100 g/cm3
(fresh water, skala tengah) untul membaca porositas (DPHI).CATATAN
: nilai pada tabel 4.8 adalah pecahan desimanl, nilai porositas
pada grafik adalah persen.
Gambar 4.5. contoh kombinasi log densitas neutron dengan gamma
ray dan kalipercontoh ini ditampilkan untuk mengilustrasikan sebuah
format presentasi secara umum dari sebuah kombinasi densitas
neutron, yang digunakan dalam memberlakukan sebuah konversi
litologi ke porositas neutron pada gambar 4.6 dan menghitung
porositas litologi dan crossplot dari crossplot neutron-densitas
pada gambar 4.8track 1 : trek ini berisi gamma ray (GR) dan kaliper
(CALI). Catat bahwa skala gamma ray dibaca dari 0 sampai 100 API
units dan kaliper mengukur ukuran lubang bor dari 6 sampai 16
inchi.Trek 2 : efek fotoelektrik (PEF) ditampilkan dari 0 sampai 10
b/e. Koreksi densitas (DRHO) ditampilkan dari -0.05 sampai +0.45
g/cm3.Trek 2 dan 3: porositas neutron (NPHI) dan porositas density
(DPHI) diplot bersebelahan dengan trek 2 dan 3. Skala keduanya
sama, dari -0.10 (-10%) dsmpsi 0.30 (30%) dan ditekan pada unit
porositas limestone. Pada log ini porositas density (DPHI)
ditunjukkan garis tel sedangkan porositas neutron (NPHI)
ditunjukkan garis putus-putus.
Gambar 4.6 Grafik untuk mengoreksi kurva porositas neutrin
Haliburton DSN-II untuk litologi.Catatan : untuk log neutron,
grafik digunakan untuk mengoreksi log porositas untuk litologi
harus sesuai dengan tipe log porositas dan perusahaan digunakan
untuk memperoleh data log. Sebuah ketidaksesuaian antara log
sebenarnya dan grafik yang digunakan untuk menakan menyebabkan
error yang signifikan pada perhitungan litologi.Prosedur:1. temukan
porosity neutron (NPHI) yang diperoleh dari log density neutron di
gambar 4.2 pada skala dibawah grafik. Data log neutron asli
ditunjukkan litologi limestone.2. ikuti nilai NPHI secara vertikal
sampai memotong garis matriks dengan tepat (dolomite atau
sandstone) kemudian pindahkan secara horisontal untuk memotong
sumbu-y porositas, NPHI. gunakan nilai ma terkecil untuk setiap
litologi untuk perhitungan.Catatan: nilai pada tabel adalah pecahan
desimal tetapi nilai porositas pada grafik dalam persen.
Gambar 4.7. Chart untuk mengoreksi Schlumberger CNL
termal-neutron kurva (NPHI dan TNPH) untuk litologi.CATATAN: Untuk
log neutron, grafik digunakan untuk memperbaiki porositas login
untuk litologi harus sesuai dengan jenis log neutron run, dan
perusahaan yang digunakan untuk memperoleh data log. Sebuah
ketidaksesuaian antara aktual log digunakan dan grafik yang
digunakan untuk konversi dapat menyebabkan signifikan kesalahan
dalam penentuan litologi. Dalam contoh, log neutron Halliburton
dari Gambar 4.5, dikoreksi menggunakan grafi