8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
1/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
46
BAB IV
IDENTIFIKASI PETROPHYSICAL ROCK TYPE
4.1 Teori Dasar
Reservoir karbonat Formasi Berai Atas memiliki heterogenitas yang cukup kompleks
hasil dari sedimentasi dan diagenesis. Reservoir karbonat pada umumnya memiliki
hubungan porositas dan permeabilitas yang tidak linear dan sangat tergantung dengan cara
terendapkan dan proses yang terjadi setelah pengendapan. Heterogenitas reservoir pada
penelitian ini terlihat dari plot antara porositas dan permeabilitas dari sampel batuan inti
yang memiliki variasi yang besar dan tidak menunjukkan suatu pola atau hubungan tertentu
(Gambar 4.1). Ketiadaan pola atau hubungan tertentu dari plot porositas dan permeabilitas
terlihat dari nilai koefisien korelasi yang sangat kecil (R2 = 0.12) dan akan menyebabkan
ketidakakuratan dalam pembuatan distribusi properti reservoir.
Gambar 4.1 Plot antara porositas dan permeabilitas dari data batuan inti dengan korelasi
yang buruk.
Untuk mengatasi permasalahan tersebut, Archie (1952) memperkenalkan konsep
petrophysical rock type(PRT) yang didefinisikan sebagai unit batuan yang diendapkan pada
kondisi yang sama dan kemudian mengalami proses diagenesis yang sama sehingga
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
2/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
47
memiliki hubungan porositas dan permeabilitas tertentu, profil tekanan kapiler tertentu, dan
pada suatu titik di atasfree water level memiliki saturasi air tertentu.
Penentuan rocktypedari reservoir batuan karbonat selama ini telah banyak dilakukan
oleh beberapa peneliti. Salah satu yang pertama adalah Archie (1952) yang membuat
klasifikasi berdasarkan ukuran pori da menghubungkannya dengan sifat petrofisik batuan
(Gambar 4.2). Klasifikasi tersebut sangat berguna dalam memprediksi permeabilitas dan
sifat aliran fluida, namun cukup sulit untuk menghubungkannya dengan model geologi
karena tidak didefinisikan berdasarkan lingkungan pengendapan maupun diagenesis (Lucia,
1995). Klasifikasi lain dibuat oleh Choquette dan Pray (1970) yang menghubungkan antara
jenis pori, lingkungan pengendapan, dan proses geologi yang terjadi (Gambar 4.3).
Klasifikasi ini sangat berguna untuk memprediksi jenis dan evolusi pori terutama dalam
kaitannya dalam eksplorasi hidrokarbon, namun akan sulit untuk menghubungkan
klasifikasi ini dengan sifat petrofisik atau aliran fluida.
Lucia (1995) membuat suatu klasifikasi petrofisika yang dapat digunakan untuk
memodelkan sifat petrofisik batuan karbonat (Gambar 4.4). Lucia menemukan bahwa
geometri pori berhubungan erat dengan tekstur kemas (fabric) batuan yang mengontrol
porositas, permeabilitas, saturasi air, dan sifat aliran fluida dalam batuan. Akan tetapi,
dalam klasifikasinya Lucia justru menggunakan identifikasi ukuran butir sebagai dasar
pengelompokan. Lonoy (2006) menemukan bahwa pada batuan yang memiliki sortasi
buruk, sulit untuk menemukan hubungan yang baik antara porositas dan permeabilitas jika
menggunakan klasifikasi Lucia. Hal ini disebabkan kesulitan dalam mencari ukuran butir
yang dominan pada batuan dengan sortasi yang buruk. Untuk menyempurnakan hal ini,
Lonoy membuat klasifikasi petrofisik batuan karbonat yang baru dengan memodifikasi
klasifikasi Choquette dan Pray (1970). Dalam klasifikasinya Lonoy menggunakan
klasifikasi Choquette dan Pray (1970) untuk membedakan jenis-jenis pori. Klasifikasi
petrofisik batuan karbonat Lonoy (2006) dibuat berdasarkan obsevasi pada jenis, ukuran,
dan distribusi pori yang berbeda dengan klasifikasi Lucia (1995) yang mendasarkan pada
observasi ukuran butir, sortasi, jenis, dan konektivitas pori. Dalam klasifikasinya, Lonoy
membagi reservoir karbonat menjadi 20 sub-kelas (Gambar 4.5) dan diklaim akan
menghasilkan nilai korelasi porositas dan permeabilitas yang lebih baik sehingga
menghasilkan hasil perhitungan log permeabilitas yang sangat mirip dengan data batuan
inti.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
3/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
48
Gambar 4.2 Klasifikasi reservoir karbonat berdasarkan kenampakan ukuran pori (Archie,
1952).
Gambar 4.3 Klasifikasi jenis pori batuan karbonat berdasarkan keterbentukan secarageologi (Choquette dan Pray, 1970).
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
4/19
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
5/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
50
......................................Persamaan 2
...................................Persamaan 3
...............Persamaan 4
flow unityang sama jika memiliki kombinasi hubungan porositas dan permeabilitas yang
sama, atau dengan kata lain sama dengan rock type . Flow unit atau hydraulic flow unit
diyakini sebagai produk dari properti geologi yang mengontrol aliran fluida, yang sangat
berhubungan dengan distribusi fasies dan diagenesis. Parameter yang mempengaruhi aliran
fluida dalam pori batuan adalah geometri pore throat yang dikontrol oleh mineralogi (jenis
dan kelimpahan) dan tekstur (ukuran butir, bentuk butir, dan sortasi). Kombinasi yang
berbeda-beda dari hal-hal tersebut dapat menghasilkan klasifikasi flow unit atau rock type
yang berbeda (Abbaszadeh dkk., 1996).
Amaefule dkk. (1993) memperkenalkan konsep reservoir quality index (RQI) dan
flow zone indicator (FZI) yang kemudian dikembangkan oleh Abbaszadeh dkk. (1996)
untuk menentukan rock type pada reservoir. RQI dan FZI diformulasikan sebagai:
dengan k adalah permeabilitas (mD), adalah porositas (%), RQI dan FZI dalam satuan
mikron dan z adalah normalized porosity(tanpa unit) yang diformulasikan sebagai:
Nilai FZI dari sampel batuan inti yang tergolong ke dalam satu rock type akan memiliki
nilai yang tidak jauh berbeda. Untuk membagi nilai-nilai FZI ke dalam satu rock typeyang
sama dilakukan konversi nilai FZI ke dalam bentuk discrete rock type (DRT) yang
diformulasikan sebagai:
[ () ]Kemudian melalui plot silang antara FZI dan probabilitas kumulatif dapat diidentifikasi
jumlah rock typeyang ada.
Konsep RQI dan FZI didasarkan pada asumsi bahwa pore throat size adalah faktoryang mengontrol karakter petrofisik reservoir khususnya permeabilitas dan profil tekanan
.............................Persamaan 1
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
6/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
51
kapiler, namun proses sedimentasi dan diagenesis yang menghasilkan pore throat size
tersebut tidak dilibatkan dengan anggapan bahwa batas-batas flow unitatau rock typetidak
selalu sama dengan batas fasies (Abbaszadeh dkk., 1996). Fasies dan diagenesis justru
dijadikan sebagai alat validasi terhadap flow unit atau rock type yang telah berhasil
diidentifikasi (Amaefule dkk., 1993).
4.2 Identifikasi Petrophysical Rock Type
Untuk melakukan identifikasi petrophysical rock type, metode yang akan digunakan
adalah metode flow zone indicator (FZI). Data yang akan digunakan adalah hasil
pengukuran porositas dan permeabilitas laboratorium dari sampel core plug batuan inti
berjumlah 259 sampel dengan 99 sampel memiliki data sayatan tipis dari empat sumur
eksplorasi (Tabel 4.1).
Tabel 4.1 Ketersediaan data pengukuran porositas dan permeabilitas laboratorium batuan
inti serta sayatan tipis.
Dengan menggunakan Persamaan 1, Persamaan 2, dan Persamaan 3, maka akan
didapatkan nilai FZI untuk masing-masing sampel. Nilai FZI tersebut selanjutnya diplot
bersama dengan nilai probabilitas kumulatif untuk tiap sampel sehingga dapat diidentifikasi
jumlah rock typeyang ada yaitu lima rock type(Gambar 4.6). Pada plot silang antara nilai
FZI dan probabilitas kumulatif, terlihat PRT 1 (FZI = 39.38-110.00) memiliki rentang nilai
FZI yang lebih besar daripada PRT 2 (FZI = 7.26-31.03), PRT 3 (FZI = 2.64-6.94), PRT 4
(FZI = 0.97-2.57), dan PRT 5 (FZI = 0.20-0.94) yang mengindikasikan bahwa PRT 1
memiliki ukuran pore throatyang terbesar dan PRT 5 memiliki ukuran pore throatyang
terkecil. Berdasarkan ukuran pore throatmaka dapat disimpulkan bahwa PRT 1 memiliki
kapasitas untuk melewatkan fluida paling baik sedangkan PRT 5 adalah yang paling buruk.
Setelah mendapatkan jumlah rock typeyang ada melalui plot silang antara nilai FZI
dan probabilitas kumulatif, nilai porositas dan permeabilitas dari masing-masing rock type
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
7/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
52
Gambar 4.6 Plot silang antara nilai FZI dan probabilitas kumulatif untuk menentukan
jumlah rock typeyang ada.
Gambar 4.7 Plot silang antara porositas dan permeabilitas dari kelima rock type besertahubungan antara sebaran data tiap rock typedengan persamaan garis yang mewakilinya.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
8/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
53
diplot untuk melihat hubungan porositas dan permeabilitas dari masing-masing rock type
(Gambar 4.7). Terlihat pada hasil plot porositas dan permeabilitas bahwa kelima rock type
tidak memiliki perbedaan pada nilai porositas namun sangat berbeda pada nilai
permeabilitas. Rentang permeabilitas terbesar dimiliki oleh PRT 1 dan terkecil dimiliki oleh
PRT 5. Tiap rock type yang telah diklasifikasikan memiliki hubungan porositas dan
permeabilitasnya masing-masing yang ditandai dengan persamaan garis yang mewakili tiap
rock type. Persamaan garis yang mewakili tiap rock type akan memiliki nilai koefisien
korelasi (R2) yang mencerminkan kedekatan hubungan antara sampel data dengan
persamaan garis yang mewakilinya. PRT 1 memiliki koefisien korelasi R2= 0.42, PRT 2 R2
= 0.69, PRT 3 R2 = 0.93, PRT 4 R2 = 0.90, dan PRT 5 R2 = 0.64. Semakin besar nilai
koefisien korelasinya maka hasil perhitungan log permeabilitas yang dihasilkan akan
semakin mendekati nilai pengukuran permeabilitas dari batuan inti.
Setelah pengklasifikasian rock typeberdasarkan nilai FZI, selanjutnya rock typeakan
dikarakterisasikan berdasarkan aspek geologinya. Karakterisasi aspek geologi ini menjadi
penting untuk memahami bagaimana hubungan porositas dan permeabilitas dari tiap rock
type secara geologi. Karakterisasi secara geologi ini akan dilakukan dengan mengamati
sayatan tipis yang tersedia dan tersebar ke dalam lima rock type(Gambar 4.8).
Sayatan tipis yang telah dideskripsi akan dikelompokkan berdasarkan lithofasies dan
asosiasi fasiesnya. Pengelompokkan ini bertujuan untuk mengamati hubungan asosiasi
fasies dengan perkembangan porositas dan permeabilitas. Telah disebutkan sebelumnya
pada Bab 3 bahwa sampel dengan deskripsi lithofasies tertentu akan berkorelasi terhadap
lingkungan asosiasi fasies tertentu pula. Lithofasies coraline-red algal boundstone,skeletal
grainstone, dan coraline-red algal pack-wackestone akan berkorelasi dengan lingkungan
pengendapan berarus relatif kuat yaitu asosiasi fasies platform rim, sedangkan lithofasies
larger foraminiferal pack-wackestonedan argillaceous foraminiferal wacke-mudstoneakan
berkorelasi dengan lingkunga berarus relatif lemah yaitu asosiasi fasies platform interior.
Teramati pada plot silang bahwa asosiasi fasies tidak mempengaruhi terhadap pembagian
rock typenamun sebaran dari sampel asosiasi fasies platform rimmenyebar pada interval
dengan permeabilitas yang baik dan sebaliknya sampel asosiasi fasies platform interior
menyebar pada interval dengan permeabilitas yang buruk (Gambar 4.9). Dari temuan
tersebut dapat disimpukan bahwa asosiasi fasies lingkungan pengendapan hanya
berpengaruh terhadap interval reservoir atau non reservoir dan bukan penyebab terjadinya
hubungan porositas dan permeabilitas yang spesifik dari tiap rock type.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
9/19
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
10/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
55
4.3 Validasi Petrophysical Rock Type
Pada proses sebelumnya telah teridentifikasi lima PRT dengan karakteristik hubungan
porositas dan permeabilitas yang spesifik. Langkah selanjutnya adalah melakukan
pembuktian validasi dari pembagian tersebut. Cara pertama untuk melakukan validasi
adalah dengan mengamati antara garis FZI rata-rata dengan sebaran data plot silang antara
normalizedporosity (z) dan rock quality index (RQI) (Gambar 4.10). Setiap PRT akan
dapat dikarakterisasikan oleh nilai FZI rata-rata yang berbeda dan akan mengikuti pola dari
tiap garis FZI rata-rata.
Gambar 4.10 Plot antara z dan RQI sebagai validasi dari kelima PRT yang telah
diidentifikasi.
Alat validasi PRT yang kedua adalah mercury injectioncapillarypressure (MICP).
Tekanan kapiler dari MICP merupakan teknik yang efektif untuk menguantifikasi geometri
pori khususnya ukuran pori dan ukuran pore throat (Rushing dkk., 2008). Merkuri adalah
fluida bersifat non-wetting yang nyaris sempurna. Fluida ini akan memasuki ruang pori
batuan saat diberi tekanan sampai memenuhi semua ruang pori batuan. Saat tekanan yang
diberikan cukup maka fluida merkuri akan memenuhi pori yang berukuran lebih besar
terlebih dahulu dan kemudian baru diikuti oleh pori yang berukuran lebih kecil.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
11/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
56
Data MICP yang tersedia berjumlah delapan sampel yang diambil dari dua sumur
eksplorasi yaitu Kerendan-3 (4Bm & 6Bm) dan West Kerendan-1(101C2, 102C2, 148B2,
165B2, 1129B1, dan 1156B2). Penyebaran delapan sampel terbatas pada PRT 1 sampai
dengan PRT 4, sedangkan PRT 5 belum ada sampel yang mewakili PRT ini (Gambar 4.11).
Keterbatasan data tersebut mengakibatkan validasi hanya dapat dilakukan kepada empat
PRT.
Gambar 4.11 Ketersediaan data sampel MICP pada Formasi Berai Atas di Lapangan
Kerendan yang hanya tersebar ke dalam empat PRT.
Data tekanan kapiler diplot terhadap saturasi wetting phase(dianggap sebagai saturasi
air) dan diberi warna dan simbol yang berbeda untuk tiap sampel (Gambar 4.12). Sampel
MICP 4Bm mewakili PRT 1, 148B2 mewakili PRT 2, 165B2 dan 1129B1 mewakili PRT 3,
6Bm, 101C2, 102C2, dan 1156B2 mewakili PRT 4. Dari profil tersebut terlihat bahwa tiap
PRT memiliki profil tekanan kapiler yang berbeda-beda. Sampel yang mewakili PRT 1
memiliki sifat aliran yang paling baik sedangkan sampel yang mewakili PRT 4 memiliki
sifat aliran yang paling buruk. Fenomena unik terlihat dari sampel yang mewakil PRT 3 dan
PRT 4, tiap sampel memiliki sifat aliran yang cukup bervariasi satu sama lain meskipun
masih berada dalam kisaran yang sama. Hal tersebut bisa disebabkan oleh jenis dan ukuran
pori yang berbeda ataupun ukuranpore throatyang berbeda meski masih dalam satu PRT.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
12/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
57
Gambar 4.12 Profil tekanan kapiler dari delapan sampel MICP pada Formasi Berai Atas di
Lapangan Kerendan.
4.4 Deskripsi Petrophysical Rock Type
Sampel sayatan tipis yang telah dideskripsikan kemudian diklasifikasikan ke dalam
kombinasi klasifikasi batuan karbonat Lucia (1995) dan Lonoy (2006). Jenis/tipe porositas
akan mengacu kepada klasifikasi Lucia (1995) yang membagi tipe porositas menjadi tiga,
yaitu interpartikel, separate vug, dan touching vug, sedangkan klasifikasi Lonoy (2006)
akan digunakan untuk mengamati ukuran porositas serta penyebarannya. Selain itu
kombinasi ini ditujukan untuk mengakomodasi kehadiran fracturedan vuggypada batuankarbonat Formasi Berai Atas di Lapangan Kerendan yang tidak terakomodasi pada
klasifikasi Lonoy (2006).
Pada sampel sayatan tipis yang dianalisis, suatu jenis pori umumnya berasosiasi
dengan jenis pori yang lain atau dengan jenis pori yang sama namun berbeda ukuran untuk
menghasilkan suatu hubungan porositas dan permeabilitas tertentu. Kelima jenis PRT
merupakan hasil pengelompokan berdasarkan asosiasi dua atau lebih jenis dan ukuran pori.
PRT1
PRT2
PRT3
PRT4
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
13/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
58
Pengelompokan ini bertujuan untuk mempermudah identifikasi hubungan porositas dan
permeabilitas dengan jumlah sampel yang terbatas.
Kelima PRT tersebut adalah: PRT 1 (touching vug pores and interparticle micropore
patchy association), PRT 2 (touching vug pores, interparticle micropore patchy, and
intercrystaline macropore patchy association), PRT 3 (touching vug pores, separate vug
pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline mesopore patchy association),
PRT 4 (separate vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline
microporosity patchy), dan PRT 5 (separate vug pores and mudstone microporosity
uniform). Deskripsi dari masing-masing PRT tersebut adalah sebagai berikut:
1. PRT 1 (touching vug pores and interpar ticle micropore patchy association)
PRT 1 merupakan rock type dengan sifat aliran paling baik. PRT ini memiliki porositas
yang kecil berkisar antara 1-3% dengan rata-rata 1.64% dan permeabilitas yang besar
berkisar antara 2-50 mD dengan rata-rata 20.60 mD. PRT ini memiliki tipe porositas
touching vug pores berupa fracture (Gambar 4.13 A) dan solution enlarged fracture
(Gambar 4.13 B) dan porositas interpartikel berupa micropore patchy. Sampel sayatan dari
PRT ini banyak yang sudah mengalami rekristalisasi sehingga porositas interpartikelnya
berkurang drastis namun PRT ini tetap memiliki sifat aliran yang baik dikarenakanterjadinya pembentukan fractureyang intensif dan mengalami pelarutan didalamnya. PRT
ini banyak berasosiasi dengan asosiasi fasiesplatform rimnamun terdapat satu sampel yang
terdapat pada asosiasi fasies platform interior di sumur Kerendan-2. Hal ini
mengindikasikan PRT ini tidak terbatas pada satu asosiasi fasies tertentu.
2. PRT 2 (touching vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline
macropore patchy associati on)
PRT 2 memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 1-8% dengan rata-rata
2.84% dan permeabilitas berkisar antara 0.07-212 mD dengan rata-rata 9.40 mD. PRT ini
memiliki tipe porositas touching vug poresberupa fracture (Gambar 4.13 D) dansolution
enlarged fracture, porositas interpartikel berupa mesopore patchy, dan porositas
interkristalin berupa macroporepatchy (Gambar 4.13 C). Sampel sayatan tipis ini tidak
memiliki hubungan dengan asosiasi fasies tertentu karena dapat ditemukan tidak hanya pada
platform rimtetapi juga padaplatforminterior.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
14/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
59
3. PRT 3 (touching vug pores, separate vug pores, interpar ticle micropore patchy, and
intercrystal ine mesopore patchy associati on)
PRT 3 memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 1-10% dengan rata-rata
4.10% dan permeabilitas berkisar antara 0.01-36 mD dengan rata-rata 3.30 mD. PRT ini
memiliki tipe porositas touching vug pores berupa fracture, separate vug pores berupa
mouldic (Gambar 4.13 F), porositas interpartikel berupa micropore patchy (Gambar 4.13 E),
dan porositas interkristalin mesopore patchy (Gambar 4.13 F). Sampel sayatan tipis dari
PRT ini memiliki jenis porositas yang cukup beragam mulai dari fracture, mouldic,
interpartikel, hingga interkristalin dan tidak memiliki hubungan dengan asosiasi fasies
tertentu.
4. PRT 4 (separate vug pores, interparticle micropore patchy, and intercrystaline
microporosity patchy)
PRT 4 memiliki porositas yang sangat bervariasi berkisar antara 1-12% dengan rata-rata
3.75% dan permeabilitas berkisar antara 0.01-7 mD dengan rata-rata 0.52 mD. PRT ini
memiliki tipe porositasseparate vug poresberupa mouldic(Gambar 4.14 A & B), porositas
interpartikel berupa micropore patchydan porositas interkristalin berupa micropore patchy
(Gambar 4.14 A). Sampel sayatan tipis dari PRT ini dominan memiliki hubungan denganasosiasi fasiesplatforminteriordan sedikit saja dengan asosiasi fasiesplatform rim.
5. PRT 5 (separate vug pores and mudstone microporosity un iform)
PRT 5 merupakan rock typedengan sifat aliran terburuk pada interval penelitian. PRT ini
memiliki porositas yang cukup bervariasi berkisar antara 2-10% dengan rata-rata 4.40% dan
permeabilitas berkisar antara 0.01-0.2 mD dengan rata-rata 0.04 mD. PRT ini memiliki tipe
porositas separate vug pores (mouldic) (Gambar 4.14 C) dan porositas mudstone
microporosity uniform (Gambar 4.14 D). Sampel sayatan tipis dari PRT ini dominan
terdapat pada asosiasi fasiesplatforminteriordan sedikit pada asosiasi fasiesplatformrim.
PRT ini banyak terdapat pada interval dengan kandungan lempung yang tinggi yang
dicirikan dengan log sinar gamma yang besar. Porositas yang cukup besar dari PRT ini
kemungkinan besar berasal dari clay boundwateryang terikat pada mineral lempung.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
15/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
60
Gambar 4.13 Foto sayatan tipis dari PRT 1, PRT 2, dan PRT 3. A) Foto sayatan tipis PRT 1
dari coraline-red algal boundstoneyang telah mengalami rekristalisasi dan menampakkan
fractureyang intensif. B) Foto sayatan tipis PRT 1 dari coraline-red algal pack-wackestonedengan fracture terbuka dan mengalami disolusi (solution enlarged fracture). C) Foto
sayatan tipis PRT 2 dari coraline-red algal boundstonedengan porositas interkristalin. D)
Foto sayatan tipis PRT 2 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan fracture yang
intensif. E) Foto sayatan tipis PRT 3 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan
porositas intergranular dan termasuk ke dalam interparticle microporosity patchy. F) Foto
sayatan tipis PRT 3 dari coraline-red algal pack-wackestone dengan porositas fracture,
mouldic, dan interpartikel yang termasuk ke dalam interparticle microporosity patchy.
fracture
soluti on enlarged
intercrystaline
porosity
fracture
intergranular
porosity
fracture
mouldic
intercrystaline
porosity
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
16/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
61
Gambar 4.14 Foto sayatan tipis dari PRT 4 dan PRT 5. A) Foto sayatan tipis PRT 4 dari
coraline-red algal pack-wackestone dengan porositas mouldic dan interkristalin yang
termasuk ke dalam intercrytaline microporosity patchy. B) Foto sayatan tipis PRT 4 dari
larger foraminiferal pack-wackestonedengan porositas mouldic. C) Foto sayatan tipis dariPRT 5 dari larger foraminiferal pack-wackestone dengan porositas mouldic. D) Foto
sayatan tipis PRT 5 dari argillaceous foraminiferal wacke-mudstone dengan kandungan
material lempung yang banyak dan memiliki jenis porositas mudstone microporosity
uniform.
intercrystaline
porosity
mouldic
mouldic
mouldic
m udstone
microporosity
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
17/19
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
18/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
63
Gambar 4.15 Perbandingan PRT hasil obeservasi dari data batuan inti dan PRT prediksi
hasil dari metode neuralnetworkdengan log listrik sebagai data masukan utama pada
sumur Kerendan-2.
8/10/2019 Identifikasi Petrophysical Rock Type
19/19
Bab IV IdentifikasiPetrophysical Rock Type
64
Gambar 4.16 Perbandingan PRT hasil obeservasi dari data batuan inti dan PRT prediksi
hasil dari metode neuralnetworkdengan log listrik sebagai data masukan utama pada
sumur Kerendan-3.
Top Related