Untuk Carbonate, saya menggunakan rumus sederhana dari Archie karena lithologynya hampir 100% calcite dan tidak mengandung clay mineral. Di beberapa tempat memang terdapat harga gamma ray yang sedikit shaley tapi lebih diakibatkan oleh uranium content daripada shaley material yang dibuktikan dengan Spectral Gamma Ray.
Masalah klasik dalam perhitungan saturasi menggunakan rumus Archie ini adalah terletak pada beberapa exponennya terutama m (cemenmtation factor) dan n (saturasi exponent). M sangat terpengaruh sekali oleh pore size, pore distribution dan sementasinya sendiri dan asumsinya bisa sangat bertolak belakang dengan klastik. Di klastik, semakin tight semakin besar harga m, di karbonat bisa sebaliknya, m bisa menjadi besar kalo permeabilitas nya besar, biasanya ada pada connected vug atau fracture. Core data menunjukan perilaku ini. Sementara n sangat variatif sekali dan sangat tergantung wettability system yang ada di reservoir. Oil wet cenderung punya n yang besar, semakin water wet sebaliknya. Nah pengukuran wettability ini sendiri tergantung dari methodology laboratory yang kita ambil dan hasilnya akan berbeda. Satu metoda bisa dengan membuat core saturated dulu dengan brine dan di lain waktu di saturated kan dengan dengan oil dan kemudian diukur. Saya belum bisa komentar banyak karena masih dalam proses, tapi yakin hasilnya akan berbeda. Dari beberapa paper yang saya baca, ada kecenderungan bahwa batuan karbonat punya tendency untuk menjadi oil wet daripada water wet. Welcome to the Joys of Carbonate! Salam Shofi On 2/14/08, Hilfan Khairy <[EMAIL PROTECTED]> wrote: > > Lagi coba main-main dengan batuan carbonate untuk studi > sonic-petrophysic dan complex resistivity. Banyak sekali paper yang bilang > model-model yang dibangun pada batuan clastic tidak dapat digunakan untuk > carbonate. Persamaan Archie misalnya yang digunakan untuk melihat fluid > saturation dari data resistivitas dalam banyak penelitian tidak bisa > diterapkan untuk carbonate (??). Begitu pula untuk model2 seismic-rock > physic yang semula dibangun pada batuan siliklastik. Katanya lagi ini akibat > kompleksitas pori didalamnya yang dalam banyak hal tidak terkoneksi (local > porosity, local saturation). Masalahnya saya ingin lakukan joint inversi > antara data seismic dengan resistivitas untuk optimasi fluid saturation saat > terjadi perubahan saturasi dari oil to water saat dilakukan flooding. Untuk > itu diperlukan model yang dianggap valid baik seismic juga resistivitynya > pada batuan carbonate. Pertanyaannya: > 1. Untuk resistivitas model apakah (persamaan) secara praktis yang > biasanya digunakan saat menghitung saturasi? demikian pula untuk velocity > sebagai fungsi dari saturasi?. > 2. Asumsi apa yang melekat pada model tersebut? > > Hilfan > >
