View
247
Download
23
Embed Size (px)
DESCRIPTION
sumber : skripsi firma sari kastian, Universitas proklamasi
Citation preview
BAB III
DASAR TEORI
3.1 Karakteristik Reservoir
Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida
hidrokarbon, gas dan air. Proses akumulasi minyak bumi di bawah
permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-
unsur keterdapatan minyak bumi.
Gambar 3.1 Karakteristik Reservoir10)
8
9
Gambar 3.2 Karakteristik Reservoir Hidrokarbon11)
Unsur-unsur yang menyusun sistem minyak bumi adalah sebagai
berikut:
1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak
bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan
batuan yang porous dan permeable.
2. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat
impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga
berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.
3. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk
reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan
beserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan
menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.
Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik
batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi
reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan.
3.1.1 Batuan Reservoir
Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu
mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan
jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang
terbentuk.
10
Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang
berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale
(sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing
batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian
juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun batuan serta macam
batuannya dapat dilihat pada Diagram di bawah ini.
Gambar 3.3 Diagram Komponen Penyusun Batuan10)
Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui
mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-
sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat
kimiawinya. Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposissi
kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus dimana
menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam
mineral tersebut
3.1.2 Sifat Fisik Batuan
Beberapa sifat fisik batuan adalah:
a. Kekerasan
11
Kekerasan adalah tahanan dari suatu bidang permukaan halus
terhadap suatu abrasi. Kekerasan batuan dipakai untuk mengukur
sifat-sifat teknis dari mineral batuan dan dapat juga dipakai untuk
menyatakan berapa besarnya tegangan yang diperlukan untuk
menyebabkan kerusakan pada batuan
b. Kekuatan
Kekuatan mekanik batuan adalah sifat kekuatan atau ketahanan
terhadap gaya luar, kekuatan batuan tergantung pada komposisi
mineralnya. Diantara mineral-mineral yang terkandung di dalam
batuan, kuarsa adalah mineral terkompak dengan kuat tekan
mencapai lebih 500 MPa. Biasanya semakin tinggi kandungan
mineral kuarsa dalam batuan maka semakin tinggi kekuatan batuan
tersebut. Kekerasan dan kekuatan batuan diklasifikasikan dengan
skala Fredrich Van Mohs (1882), seperti pada tabel berikut
Tabel 3.1 Kekerasan dan Kekuatan Batuan8)
Klasifikasi Skala MohsKuat tekan batuan
(Mpa)
Sangat keras +7 +200
Keras 6 – 7 120 – 200
Kekerasan sedang 4,5 – 6 60 – 120
Cukup lunak 3 – 4,5 30 – 60
Lunak 2 – 3 10 – 30
Sangat lunak 1 – 2 – 10
12
c. Elastisitas
Sifat elastisitas batuan dinyatakan dengan modulus elastisitas
atau modulus Young (E), dan nisbah Poisson (υ). Modulus
elastisitas merupakan factor kesebandingan antara tegangan normal
dengan regangan relatifnya, sedangkan nisbah Poisson merupakan
kesebandingan antara regangan lateral dengan regangan aksial.
Modulus elastisitas sangat tergantung pada komposisi mineralnya,
porositas, jenis perpindahan, dan besarnya beban yang diterapkan.
Nilai modulus elastisitas untuk batuan sedimen sangat rendah, hal
ini disebabkan komposisi mineral dan teksturnya, seperti modulus
elastisitas pada arah sejajar bidang perlapisan selalu lebih besar
dibandingkan dengan arah pada tegak lurus.
d. Plastisitas
Plastisitas batuan merupakan perilaku batuan yang
menyebabkan deformasi tetap setelah tegangan dikembalikan ke
kondisi awal, dimana batuan tersebut belum hancur. Atau bisa juga
di definisikan sebagai adalah karakteristik batuan untuk menahan
regangan yang melebihi kekuatannya sebelum batuan tersebut
hancur. Sifat plastic tergantung pada komposisi mineral penyusun
batuan dan dipengaruhi oleh adanya pertambahan kuarsa, feldspar
13
dan mineral lain. Lempung lembab dan beberapa batuan homogen
mempunyai sifat plastik.
Tabel 3.2 Beberapa Sifat dan Mekanik dari Batuan Sedimen8)
Batuan
Sedimen
Modulus
elastisitas
104 x (Mpa)
Nisbah
Poisson
Porositas
Dolomit
Limestone
Sandstone
Shale
1,96 – 8,24
0,98 – 7,85
0,49 – 8,43
0,8 – 3,0
0,08 – 0,2
0,1 – 0,2
0,066 – 0,125
0,11 – 0,54
0,27 – 4,10
0,27 – 4,10
1,62 – 26,40
20,00 – 50,00
e. Abrasivitas
Abrasivitas adalah sifat batuan untuk menggores permukaan
material lain, ini merupakan suatu parameter yang mempengaruhi
keausan (umur) mata bor dan batang bor. Kandungan kuarsa dari
batuan biasanya dianggap sebagai petunjuk yang dapat dipercaya
untuk mengukur keausan mata bor. Faktor yang berpengaruh
terhadap abrasivitas batuan adalah :
Kekerasan butir batuan, batuan dengan keberadaan butiran
kuarsa mempunyai tingkat abrasivitas yang tinggi.
Bentuk butir, bila bentuk butir tersebut tidak teratur lebih
abrasiv dibandingkan dengan yang berbentuk bulat.
Ukuran butir.
14
Porositas batuan.
Ketidaksamaan, batuan polimineral sekalipun mempunyai
kekerasan sama akan lebih abrasif karena meninggalkan
permukaan yang kasar.
Tabel 3.3 Kandungan Kuarsa dari Batuan8)
Tipe Batuan Kand.Kuarsa
(%)
Tipe Batuan Kand.Kuarsa
(%)
Amphibolite
Anorthosite
Diabase
Diorite
Gabro
Gneiss
Granite
Greywacke
Limestone
Marble
0 - 5
0
0 – 5
10 – 20
0
15 – 50
20 – 35
10 – 25
0 – 5
0
Mica Gneiss
Mica Schist
Norite
Pegmatite
Phylite
Quartzite
Sandstone
Slate
Shale
Taconite
0 – 30
15 – 35
0
15 – 30
10 – 25
60 – 100
25 – 90
10 – 35
0 – 20
0 – 10
f. Tekstur
menunjukan hubungan antara mineral penyusun batuan yang
dapat menceritakan proses genesanya, tekstur dapat
diklasifikasikan berdasarkan sifat porositas, ikatan antar butir,
densitas dan ukuran butir. Jika porositas batuan kecil maka semakin
kuat ikatan antar butir dan densitasnya juga semakin besar sehingga
kekerasannya menjadi tinggi sehingga menjadi susah dibor.
g. Struktur Geologi
Struktur geologi seperti patahan, rekahan, kekar, bidang
perlapisan berpengaruh pada penyesuaian kelurusan lubang bor,
aktifitas pemboran dan kemantapan lubang bor. Adanya rekahan –
15
rekahan dan rongga – rongga dalam batuan seperti di batugamping
sering mempersulit kerja pemboran, karena batang bor dapat
terjepit.
h. Karakteristik Pecahan
Karakteristik pecahan (breaking characteristics) dapat
digambarkan seperti perilaku batuan ketika dipukul. Tiap – tiap tipe
batuan mempunyai karakteristik pecah yang berbeda dan ini
berhubungan dengan tekstur, komposisi mineral dan struktur.
3.1.3 Sifat Fisik Fluida Reservoir
Beberapa sifat fluida yang perlu diketahui dan yang akan dibahas
disini meliputi: sifat fisik gas, sifat minyak, dan sifat fisik air formasi.
1. Sifat Fisik Gas
Gas bumi merupakan campuran dari hidrokarbon golongan paraffin
terdiri C1 samapi C4 tiap molekulnya. Tetapi sering ditemukan gas
bumi yang mengandung hidrokarbon dengan berat molekul lebih
besar dari molekul C1 sampai C4. Disamping senyawa
hidrokarbon, gas bumi juga CO2, N2, H2S, He dan uap air. Pada
umumnya prases terbesar pembentuk gas bumi adalah komponen
methane yang dapat mencapai 98%.
Secara garis besar gas dapat digolongkan sebagai berikut:
a. Sweet gas: gas bumi yang tidak mengandung H2S dalam jumlah
yang cukup berarti.
b. Sour gas: gas bumi yang mengandung H2S dalam jumlah yang
cukup beraili.
16
c. Dry Gas: gas bumi yang tidak mengandung material-gasoline
dalam jumlah yang berarti.
d. Wet gas: gas bumi yang mengandung natural gasoline dalam
jumlah berarti.
Sifat fisik gas yang akan dibahas disini adalah densitas,
viskositas, faktor volume formasi gas dan kompresibilitas gas.
Sifat-sifat ini memberi peranan dalam perkiraan-perkiran
reservoir.
- Densitas Gas (pg)
Berat jenis atau densitas didefinisikan sebagai massa tiap
satuan volume. Sedangkan specific grafity gas didefinisikan
sebagai perbandingan anatar rapatan massa gas dengan
rapatan suatu gas standar, dimana biasanya yang digunakan
standar adalah udara kering yang diukur dalam volume,
tekanan dan temperature sama.
- Viskositas Gas
Viskositas gas adalah ukuran tahanan fluida (gas) terhadap
aliran yang mempunyai satuan centipoises atau
gram/100/detik/1 centimeter. Viskositas gas akan naik
dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini kebiasaan gas akan
berlainan dengan cairan, untuk gas campuran viskositasnya
tidak tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah
17
menjadi gas tidak sempurna bila tekanan dinaikkan dan
tabiatnya mendekati tabiat zat cair.
- Faktor Volume Formasi Gas (Bg)
Jika faktor volume formasi gas diidentifikasikan sebagai
volume dalam barrel yang ditempati oleh satu standar cubic
feet (SCF) pada temperatur 600F pada tekanan dan temperatur
reservoir. Faktor volume formasi bertambah dengan turunnya
tekanan dan naiknya temperatur.
- Kompresibilitas Gas (Cg)
Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan
volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan volume
gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang
mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dan tekanan
udara kering.
- Faktor Deviasi Gas (Z Faktor)
Faktor deviasi gas dapat didefinisikan sebagai perbandingan
volume sebenarnya yang ditempati oleh gas pada suatu
temperature dan tekanan tertentu terhadap apa yang ditempati
bila ideal.
2. Sifat Fisik Minyak
Sifat-sifat fisik minyak yang perlu diketahui adalah berat
minyak, viskositas minyak, kelarutan gas dalam minyak dan faktor
volume formasi serta kompressibilitas.
18
a. Densitas Minyak (o)
Densitas adalah perbandingan berat massa suatu substansi
dengan unit dari volume tersebut. Cara penentuan diantaranya
dengan mencari hubungan antara densitas minyak dengan
pengaruh GOR (dikembangkang oleh Katz). Dengan ketelitian
berbeda 3% dari hasil percobaan.
b. Viskositas Minyak
Viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya
keengganan minyak untuk mengalir. Viskositas merupakan
perbandingan shear stress dan shear rate. Viskositas dipengaruhi
oleh tekanan, suhu, dan kelarutan gas dalam minyak. Dengan
menurunnya tekanan reservoir, maka viskositas minyak awalnya
turun dengan adanya pengembangan minyak dan penurunan
terus berlanjut sampai tercapainya tekanan kejenuhannya, maka
viskositas cairan akan naik karena terjadinya pembebasan gas
dari cairan. Naiknya viskositas ini karena keluarnya senyawa-
senyawa komponen ringan yang mempunyai viskositas yang
lebih rendah dari larutan.
c. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)
Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatif
antara volume minyak awal (reservoir) terhadap volume minyak
akhir (tangki pengumpul), bila dibawa ke keadaan standart.
19
d. Kompresibilitas Minyak (Co)
Kompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan
volume minyak akibat adanya perubahan tekanan.
Kompresibilitas minyak dibagi menjadi dua berdasarkan kondisi
kejenuhannya, yaitu kompresibilitas minyak tak jenuh dan
kompresibilitas minyak jenuh.
e. Kelarutan Gas dalam Minyak (Rs)
Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya volume gas yang
terbebaskan (pada kondisi standar) dari suatu minyak mentah di
dalam reservoir yang di permukaan volumenya sebesar satu
stock tank barrel. Faktor yang mempengaruhi kelarutan gas (Rs)
adalah tekanan, komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas, dan
temperature.
3. Sifat Fisik Air Formasi
Air formasi hampir selalu dijumpai bersama-sama dengan endapan
minyak. Sering dijumpai dalam produksi suatu sumur minyak
justru jumlah produksi air formasi lebih besar dari produksi
minyaknya. Seperti pada gas dan minyak, maka sifat-sifat sifik air
formasi meliputi berat jenis air, viskositas air, faktor volume
formasi air, kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam gas.
a. Densitas Air Formasi (w)
Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu
reservoir dinyatakan dengan massa persatuan volume, specific
20
volume yang dinyatakan dalam persatuan massa dan specific
gravity yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu
yaitu pada tekanan 14.7 psi dan temperatur 600F. Berat jenis
formasi (w) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi
w pada kondisi standart dengan faktor volume formasi (Bw)
dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi jenuh
terhadap gas alam pada kondisi reservoir.
b. Viskositas Air Formasi (w)
Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan,
temperatur dan tingkat salinitas yang dikandung air formasi
tersebut. Viskositas air formasi (w) akan naik terhadap
turunnya temperatur dan kenaikan tekanan. Keguanan
mengenai perilaku kekentalan air formasi pada kondisi
reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi
didalam reservoir.
c. Faktor Volume Formasi Air Formasi (Bw)
Faktor volume formasi air formasi (Bw) menunjukkan
perubahan volume air formasi dari kondisi permukaan. Faktor
dari kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini
dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya
tekanan, pengembangan air dengan tuurunnya tekanan dan
penyusutan air dengan turunnya suhu.
21
d. Kompresibilitas Air Formasi (Cw)
Kompresibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan
volume air formasi yang disebabkan oleh adanya perubahan
tekanan yang mempengaruhinya. Kompresibilitas air murni
tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air.
e. Kelarutan Gas dalam Air Formasi
Kelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila
dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir
pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap,
kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya
tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air
formasi mula-mula menurun sampai harga minimum kemudian
naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air
formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam,
dengan demikian kelarutan gas dalam air. Formasi juga
dipengaruhi oleh keragaman air formasi, maka harga kelarutan
gas dalam air formasi perlu dikoreksi.
22
3.1.4 Kondisi Reservoir
Kondisi reservoir terdiri dari tekanan dan temperatur reservoir,
kedua besaran ini merupakan besaran yang sangat berpengaruh
terhadap batuan reservoir maupun fluida yang dikandungnya (air,
minyak dan gas).
Gambar 3.4 Kondisi Reservoir Pada Saat Pemboran11)
a. Tekanan Reservoir
Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan
oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan.
Tekanan itu disebabkan oleh benturan diantara berbagai molekul
fluida pada dinding tersebut disetiap detik. Tekanan merupakan
sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak.
23
b. Tekanan hidrostatik
Yaitu tekanan yang disebabkan adanya gaya kapiler yang
besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat
kebasahan batuan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori
batuan di atasnya.
Pada prinsipnya tekanan reservoir bervariasi terhadap
kedalaman. Hubungan tekanan hidrostatik dengan kedalaman ini
disebut dengan gradient tekanan. Gradient tekanan hidrostatik
untuk air murni adalah 0.433 psi/ft, sedangkan untuk air asin
adalah 0.465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap
sebagai tekanan abnormal.
c. Tekanan Overburden
Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi
karena beban (berat) batuan di atasnya yang berada di atas suatu
kedalaman tertentu tiap satuan luas. Gradient tekanan overburden
adalah 1 psi/ft. Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir
pada saat pertama kali diketemukan. Tekanan dasar sumur yang
sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur.
Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu
akan didapat tekanan static sumur.
d. Temperatur Reservoir
Dalam kenyataannya temperatur reservoir akan bertambah
terhadap kedalaman, yang mana sering disebut sebagai gradient
24
geothermis yang dipengaruhi oleh jauh dekatnya dari pusat
magma. Gradient geothermis yang tertinggi adalah 4oF/100 ft,
sedangkan yang terendah adalah 0.5oF/100 ft.
Hubungan antara temperature versus kedalaman merupakan
fungsi linier, Pengukuran temperature formasi dilakukan setelah
komplesi sumur, dengan melakukan drill steam test. Temperatur
formasi ini dapat dianggap konstan, kecuali bila dilakukan proses
stimulasi, Karena adanya proses pemanasan.
3.2 Coring
Gambar 3.5 Pengambilan Coring di Lapangan9)
Coring merupakan metode yang digunakan untuk mengambil batu
inti (core) dari dalam lubang bor. Coring penting untuk mengkalibrasi
model petrofisik dan mendapat informasi yang tidak diperoleh melalui log.
Setelah pengeboran, core (biasanya 0,5 m setiap 10 menit) dibungkus
dan dijaga agar tetap awet. Core tersebut mewakili kondisi batuan
tempatnya semula berada dan relatif tidak mengalami gangguan sehingga
banyak informasi yang bisa didapat. Informasi penting yang bisa didapat
oleh seorang petrofisis dari data core tersebut menurut Darling (2005) antara
lain:
25
Homogenitas reservoar
Tipe sementasi dan distribusi dari porositas dan permeabilitas
Kehadiran hidrokarbon dari bau dan pengujian dengan sinar ultraviolet
Tipe mineral
Kehadiran fracture dan orientasinya
Kenampakan dip
3.3 Perubahan Saturasi Inti Batuan Selama Pemulihan
Didalam reservoir saturasi fluida diubah selama kedua operasi coring
dan pengurangan tekanan berikutnya dan gas ekspansi yang terjadi sebagai
inti diangkut dari suhu reservoir dan tekanan permukaan kondisi.
Saturasi fluida sisa inti batuan ditentukan di laboratorium biasanya
berbeda dari nilai lubang bawah, dan tergantung pada beberapa variabel
beberapa dikontrol sedangkan yang lain adalah batu yang melekat atau sifat
fluida. Variabel yang mempengaruhi saturasi analisis inti batuan meliputi:
1. Filtrat hilang dari cairan coring
2. Tingkat inti pembilasan dengan filtrat
3. Reservoir sifat fluida
4. Batu karakteristik permeabilitas relatif
5. Kemasan inti batuan dan pelestarian setelah penghapusan dari inti
barel ke waktu analisis.
26
At Surface 12% 40% 48%
SHRINK EXPAND EXPLUSE
In core barrel 15 % 0 85%
FLUSH INVADE
In reservoir 70% 0 30%
Gambar 3.5 Typical Core Saturations During Recovery for Water-Base Mud4)
3.4 Macam – Macam Coring
Ada lima macam cara pengambilan contoh batuan (Coring) yaitu :
1. Conventional Coring
Yaitu coring yang menggunakan core bit biasa atau diamond bit. Ukuran
core yang didapat adalah antara diameter 3 – 5 inchi.
Metodepengambilan sampel core (coring) dengan cara langsung dengan
menggunakan alat core barrel, yang berukuran panjang 6 hingga
27 meter.
2. Wire Line Coring
Dimana pada cara ini alat diturunkan kedasar sumur tanpa mengangkat
drill string. Ukuran core yang diperoleh dengan cara ini lebih kecil yaitu
1 1/8 – 1 ¾ inch dan panjang 10 – 20 ft.
3. Sidewall Coring
OIL WATERGAS
27
Yaitu coring yang dilakukan setelah pemboran umumnya digunakan
untuk mengambil sample/contoh pada interval tertentu (yang dipilih)
yang telah dibor. Sample diambil dari dinding lubang bor dengan
diameter ¾ - 1 3/16 inch dan panjang ¾ - 1 inch. Metode pengambilan
sampel core (coring)dengan cara menembakkan sisi dinding sumur
menggunakan Coring Bullet yang terdapat pada Sidewall Sampling Gun
untuk ditembakkan dan bisa juga dengan Coring Bit yang terdapat pada
Sidewall Coring Tool
4. Diamond Coring
Metode pengeboran yang membutuhkan banyak keterampilan. Meskipun
peralatan kurang dibutuhkan dibandingkan dengan Reverse Circulation
pengeboran, dapat perintah biaya yang sangat tinggi daripada Reverse
Circulation. Alasan untuk ini adalah karena lambat karena biaya tinggi
seperti bit inti, aditif pengeboran, bahan bakar dan tenaga kerja.
5. Reverse Circulation Coring
Metode pengeboran yang sangat tua dan parameter pengeboran yang jauh
berbeda dengan yang digunakan di pengeboran conventional core.
Sebuah rpm tinggi, biasanya diperlukan 300 – 1200 rpm. Berat pada bit
dan tingkat kebutuhan penetasi konstan untuk memastikan inti tidak
hanyut. Dalam formasi batuan keras tidak cukup berat resiko memoles
sedikit, sementara berat terlalu banyak. Metode ini diperlukan jenis bit
yang banyak untuk digunakan.
3.5 Analisa Inti Batuan (Core)
28
Gambar 3.6 Sample Core12)
Analisa core adalah meneliti contoh batuan yang diambil dari bawah
permukaan.Pada umumnya core diambil pada kedalaman tertentu yang
prospektif, data core merupakan data yang paling dipercaya untuk
mengetahui kondisi bawah permukaan.
Data-data yang didapat dari core:
Data Analisa inti batuan secara kualitatif.
Data Analisa inti batuan secara kuantitatif.
1. Data Analisa inti batuan secara kualitatif
Analisa ini dapat dengan cepat mendeterminasi jenis dari litologi,
kedalaman yang diteliti dari litologi, zona hidrokarbon, komposisi
formasi,serta informasi paleontologi. Karena pada inti batuan dapat
terlihat jelas baik dengan kasat mata ataupun mikroskop jenis litologi,
29
kumpulan fauna, struktur sedimen, tekstur batuan, tanda-tanda ada atau
tidaknya hidrokarbon, juga kedalaman sampel inti batuan.
Informasi yang dapat diambil dari inti batuan yang penting
diantaranya:
a. Pemerian batuan secara lengkap.
b. Fosil yang terkandung dalam inti batuan dapat dipakai sebagai
petunjuk di dalam pemboran selanjutnya, dan penunjuk arah kemana
harus dilakukan pemboran selanjutnya apabila dikorelasikan dengan
data dari sumur lain.
c. Menunjukan sifat-sifat fasies dalam sedimen klastik,selanjutnya dapat
diketahui fasies sedimenter pada sumur bor yang bersangkutan.
d. Untuk batuan yang mempunyai perlapisan,inti batuan dapatdiukur
arah dan kemiringannya.
2. Analisa inti batuan secara kuantitatif
Hasil dari analisa ini adalah harga porositas,permeabilitas dan
kejenuhan cairan yang terkandung di dalam inti batuan dari batuan
reservoar yang akan ditentukan cadangan hidrokarbonnya.
Pemilihan inti batuan yang akan dianalisa terutama pada daerah kontak,
baik kontak minyak dan gas maupun kontak air dan gas,biasanya
kontak-kontak tersebut mempunyai jenis batuan yang sifatnya
lempungan,terutama kontak antara gas dan minyakdisamping pada
daerah kontak inti batuan juga dianalisa pada daerah yang kejenuhan
hidrokarbonnya relatif tinggi, terutama pada daerah minyak. Analisis ini
30
Batuan ditinjau dari Sedimentologi dan Geologi Reservoar. Analisis
core lebih dititikberatkan pada analisis sedimentologi dalam penentuan
lingkungan pengendapan.
Deskripsi core dan analisis petrografi adalah pelengkap analisis
core untuk menentukan baberapa faktor seperti lingkungan
pengendapan, pengindentifikasian rekahan dan mineralogi dan
pengaruhnya terhadap kualitas batuan dan produksi.
Analisis tersebut digunakan untuk menentukan:
1. Deskripsi detil batuan sedimen.
2. Hubungan dan konektivitas dari matrik dan porositas rekahan.
3. Tipe batuan dan karakteristik tekstur.
4. Mineralogi dan asal butiran.
5. Komposisi mineralogi dari pada matrik dan semen.
6. Hubungan antara butiran,semen,matrik dan porositas
3.6 Aplikasi Coring di Laboratorium
Core sample atau inti batuan diuji dilaboratorium untuk mengetahui
sifat fisik batuannya. Analisa inti batuan adalah tahapan analisa setelah
contoh formasi dibawah permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari analisa
inti batuan untuk menentukan secara langsung informasi tentang sifat-sifat
fisik batuan yang ditembus selama pemboran. Inti batuan digunakan untuk
mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikan hidrokarbon dari suatu
sumur, sedangkan tahap ekploitasi dari suatu reservoir dapat digunakan
untuk pegangan melaksanakan well completion dan merupakan suatu
31
informasi penting untuk melaksanakan well completion dan merupakan
suatu informasi penting untuk melaksanakan proyek secondary dan tertiary
recovery. Selain itu data inti batuan ini juga berguna sebagai bahan
perbandingan dan kalibrasi dari metode logging.
3.7 Analisis pada Core Rutin
3.7.1 Porositas
Porositas merupakan perbandingan antara ruang kosong dari
suatu batuan dengan volume batuan itu sendiri. Ruang kosong
tersebut dapat merupakan pori-pori yang saling berhubungan antara
satu sama lain, tetapi dapat pula merupakan rongga-rongga yang
saling terpisah atau tersekat. Pengukuran porositas batuan
merupakan hal yang sangat penting karena akan menentukan
seberapa banyak hidrokarbon (gas atau minyak) yang ada di dalam
batuan.Nilai porositas sendiri dipengaruhi oleh beberapa faktor-
faktor antara lain sebagai berikut :
1. Keseragaman butiran : semakin seragam butir penyusun batuan
maka nilai porositasnya akan semakin besar, dilain pihak apabila
ukuran butiran tidak seragam maka butiran yang lebih kecil akan
mengisi ruang kosong diantara butiran yang lebih besar sehingga
nilai porositas akan turun.
32
2. Derajat sementasi : semakin tinggi derajat sementasi maka pori-
pori batuan yang tertutup semen akan semakin kecil, sehingga
nilai porositas akan semakin kecil pula.
3. Derajat kompaksi : semakin besar tekanan yang diberikan ketika
proses diagenesa batuan maka akan membuat ukuran pori-pori
semakin kecil dan akibatnya nilai porositas juga akan semakin
kecil.
4. Derajat angularitas : pada umumnya batuan dengan butiran yang
memiliki roundness yang baik akan memiliki nilai porositas yang
lebih baik daripada batuan dengan bentuk yang melancip.
Porositas terbagi menjadi 6 macam porositas berdasarkan proses
geologi dan teknik reservoir yaitu primer, sekunder, intragranular,
intergranular, total dan efektif. Porositas bisa dikategorikan dalam
beberapa kategori sebagai berikut :
Proses Geologi :
1. Berdasarkan cara pembentukannya:
Porositas asli atau primer: menyatakan besaran porositas yang
terbentuk saat proses diagenesis batuan, contohnya yaitu
porositas intergranular.
Porositas sekunder: menyatakan besaran porositas yang
terbentuk setelah proses diagenesis batuan, contohnya yaitu
karena pelarutan pada batuan karbonat (vugs) atau akibat
proses tektonik (fracture porosity).
33
2. Berdasarkan letak pori-porinya
Porositas intragranular: pori-pori terletak di dalam butiran itu
sendiri.
Porositas intergranular : pori-pori terletak diantara butiran
yang tidak tertutupi oleh semen.
Proses Teknik Reservoir :
3. Berdasarkan kemampuan pori untuk dilewati hidrokarbon
PorositasTotal: merupakan rasio dari jumlah total pori-pori di
bandingkan dengan volume bulknya.
Porositas Efektif: merupakan rasio dari pori-pori (ruang
kosong) yang saling berhubungan dibandingkan dengan
volume bulknya.
Alat yang digunakan
Alat yang digunakan untuk menghitung nilai porositas adalah
dengan menggunakan Helium Gas Porosimeter.
3.7.2 Permeabilitas
Permeabilitas adalah sifat dari pada batuan yang merupakan
kemampuan batuan tersebut untuk dapat mengalirkan fluida. Secara
kuantitatif besarnya permeabilitas suatu batuan ditentukan
berdasarkan rumus Darcy (untuk aliran laminar dan viscous). Secara
langsung hubungan antara harga permeabilitas dan porositas tidak
dapat dipastikan, bila korelasi dilakukan berdasarkan batuan yang
bervariasi.
34
Pada umumnya pemakaian istilah permeabilitas dibedakan
sebagai berikut :
1. Permeabilitas Absolute, yaitu bila fluida yang mengalir dalam
poros media yang terdiri dari satu macam fluida (gas, air dan
minyak).
2. Permeabilitas Efektif, yaitu bila fluida yang mengalir lebih dari
satu macam fluida atau dengan kata lain permeabilitas efektif
adalah kemampuan dari batuan untuk dialiri fluida, dengan
adanya fluida lain di dalam batuan tersebut (ko pada Swi, kw
pada Sor).
3. Permeabilitas Relatif, yaitu perbandingan permeabilitas efektif
terhadap permeabilitas absolute (krw, kro, krg).
Dalam prinsip pengukuran permeabilitas absolute terhadap gas
pengukuran permeabilitas absolute dari core dilakukan dengan
mengalirkan gas atau udara kering sebagai fluida yang mengalir.
Untuk menentukan permeabilitas absolute dari data analisa harus
diperhitungkan penyimpangan-penyimpangan yang terjadi selama
analisa, yang disebabkan oleh sifat-sifat gas yang dipakai dalam
analisa tersebut.
Alat yang digunakan
Alat yang digunakan untuk menghitung nilai permeabilitas
adalah dengan menggunakan Nitrogen Gas Permeameter.
35
3.7.3 Saturasi Fluida
Saturasi fluida adalah perbandingan antara volume pori batuan
yang ditempati oleh satu fluida tertentu dengan volume pori batuan.
Adapun jenis- jenis dari saturasi batuan reservoir yaitu :
1. Saturasi gas adalah volume pori yang diisi gas dibagi dengan
volume total yang dinyatakan denganSg.
2. Saturasi minyak adalah volume pori yang diisi minyak dibagi
dengan volume pori total yang dinyatakan dengan So.
3. Saturasi air adalah volume pori yang diisi air dibagi volume pori
total yang dinyatakan dengan Sw.
Persamaan untuk saturasi suatu fluida dapat dirumuskan sebagai
berikut :
Sw = Vw/Vp X 100%
So = Vo/Vp X 100%
Sg = Vg/Vp X 100%
Dimana :
Vw = volume air, cc
Vp = Volume pori, cc
Vg = Volume gas, cc
Jika pori – pori batuan diisi oleh fluida minyak, gas, dan air,
maka berlaku hubungan :
Sg + So + Sw = 1
Jika diisi oleh minyak dan air saja, maka berlaku hubungan :
36
Sg + So = 1
Pemberian skala visual untuk saturasi fluida :
So> 10%, Sw< 50%, adalah lapisan yang memproduksi minyak.
So< 10%, Sw< 50%, adalah lapisan yang memproduksi gas.
So < 10%, Sw> 50%, adalah lapisan yang memproduksi air.
Alat yang digunakan
Alat yang digunakan untuk menghitung nilai saturasi
adalah dengan menggunakan metode denstat.
3.8 Analisa Core Special (SCAL)
Analisa special batuan inti dibedakan menjadi dua yaitu analisa statis
dan analisa dinamis.
1. Analisa Statis
Analisa Statis adalah terdiri dari pengukuran seperti: kompresibilitas
batuan, kecepatan rambat suara, wetabilitas, pengukuran sifat kelistrikan
batuan terdiri factor resistivitas formasi dan resistivity index, tekanan
kapiler (Capillary Pressure).
a. Kompresibilitas Batuan
Pada formasi batuan ke dalam tertentu terdapat dua gaya yang
bekerja padanya yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya
(overburden) dan gaya timbul akibat adanya fluida yang terkandung
dalam pori-pori batuan tersebut. Pada keadaan statik. Kedua gaya
berada di dalam keadaan setimbang. Bila tekanan reservoir berkurang
37
akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini terganggu,
akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume pori-pori.
b. Kecepatan Rambat Suara
Digunakan untuk menyebut kecepatan gelombang suara yang
merambat pada medium elastic. Kecepatan rambatan gelombang.
c. Wettabilitas
Untuk menjelaskan adesi relatif dua buah fluida terhadap sebuah
permukaan benda padat. Pada media berpori yang terisi dua atau lebih
fluida yang tidak dapat bercampur (immiscible), wettabilitas adalah
sebuah pengukuran fluida mana yang dapat membasahi (menyebar
atau menempel) permukaan. Pada sistem water-wet (basah air) batuan
yang terisi minyak dan air, air akan menempati pori-pori terkecil dan
membasahi sebagian besar permukaan pada pori-pori yang lebih
besar. Pada area yang memiliki saturasi minyak (oil saturation) yang
tinggi, minyak yang ada akan tertahan di atas air yang membasahi dan
menyebar pada permukaan. Jika permukaan batuan cenderung water
wet batuan tersebut jenuh minyak, air akan mengisi pori-pori terkecil,
menggantikan minyak apabila sistem tersebut dimasuki air.
d. Pengukuran Sifat Kelistrikan (Factor Resistivitas Formasi, Resistivity
Index, Tekanan Kapiler)
38
2. Analisa Dinamis:
a. Liquid Permeability
Mengukur aliran liquid satu fasa [minyak atau air] melalui
membran atau filter [dalam hal ini digunakan batuan inti atau core].
Fluida yang dialirkan ke dalam batuan secara terus menerus sampai
alirannya mencapai tekanan yang stabil pada rate tertentu, kemudian
dihitung nilai permeabilitas liquidnya.
b. Effective permeability
Kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang
mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas),
(gas dan minyak) atau ketiga-tiganya. harga permeabilitas efektif
dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak,
gas dan air.
c. Relative permeability
Merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan
permeabilitas absolute pada kondisi saturasi tertentu. Harga
Permeabilitas relative antara 0 – 1. Dapat juga dituliskan sebagai
berikut:
Krel = Keffective/Kabsolute
Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya,
sehingga dalam reservoir akan terdapat permeabilitas relatif air (Krw),
permeabilitas relatif minyak (Kro), permeabilitas relatif gas (Krg)
dimana persamaannya adalah :
39
Krw = Kw / Kabs
Kro = Ko / Kabs
Krg = Kg / Kabs
Dimana :
Krw = Permeabilitas relatif air
Kro = Permeabilitas relatif minyak
Krg = Permeabilitas relatif gas
Kabs=Permeabilitas gas pada kondisi sample kering
d. Water flood susceptibility
Data dapat digunakan dalam Stiles dan Dykstra maupun
perhitungan Parson yang membutuhkan nilai-nilai dari permeabilitas
minyak pada kondisi irreducible water saturation dan residual oil.
Produksi minyak yang didapatkan sebagai fungsi dari injeksi air
ke dalam pori-pori batuan sampai dengan maximum water cut 100%.
Penyajian hasil analisa berupa grafik dan data.
Analisa special batuan inti biasanya dilakukan pada sumur-sumur
eksploitasi dan sumur-sumur pengembangan. Sebelum melakukan
analisa special terlebih dahulu perlu mengevaluasi data yang didapat
dari routine core analysis yaitu porositas dan permeabilitasnya,
kemudian dikelompokan menurut kualitas batuan yang dilihat dari
penyebaran porositas dan permabilitas, dari yang mempunyai nilai
porositas dan permeabilitas yang besar sampai yang kecil.
40
3.8.1 Sample Preparasi untuk Analisa SCAL
1. Pembuatan air formasi [brine]
Brine adalah air garam yang dibuat salinitynya disamakan
dengan salinity yang berada pada kedalaman conventional core
nya [formasi]
2. Resaturasi
Sebelum plug sample di gunakan untuk SCAL sample
disaturasi dengan brine sehinggga tersaturasi 100% dengan
brine.
3.8.2 Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang
ada antara permukaan dua fluida yang tidak bercampur (cairan-cairan
atau gas-cairan) sebagai akibat dari pertemuan permukaan yang
memisahkan kedua fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler
dipengaruhi oleh tegangan permukaan, sudut kontak, dan jari-jari
kelengkungan. Dalam memproduksi fluida kepermukaan, tekanan
memegang peranan penting karena distribusi fluida reservoir secara
vertikal maupun horizontal. drainage dan imbibition berkaitan erat
dengan tekanan kapiler.
Tekanan Kapiler terjadi karena efek kapilaritas. Efek
Kapilaritas sendiri adalah peristiwa dimana fluida yang lebih
membasah (wetting) menginvasi ruang yang berisi fluida tidak
41
membasah (non-wetting) dan menyebabkan variasi saturasi fluida
secara vertikal didalam batuan.
Tekanan Kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam
reservoir minyak maupun gas, yaitu :
1. Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir.
2. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk
bergerak atau mengalir melalui pori-pori secara vertikal.
Metode-metode untuk pengukuran Tekanan Kapiler
Ada beberapa metode yang digunakan untuk dapat
mengetahui hasil dari tekanan kapiler (Pc) tersebut. Berdasarkan
metodenya, penggunaan alat tersebut berbeda-beda cara
penggunaannya. 3 metode yang digunakan di laboratorium untuk
mengetahui hasil tekanan kapiler (Pc), yaitu:
Restored Stated/Porous plate Method
Centrifugal Method
Mercury Injetion Method
Pada metode-metode tersebut terdapat kekurangan dan
kelebihan masing-masing pada saat penggunanan dan hasil yang
didapatkan, seperti :
a. Restored Stated/Porous plate Method
Kelebihan :
Dapat sekaligus mengukur Formation Factor maupun
Resistivity Index.
42
Dari data akhir Sw pada tekanan 200 psi dapat digunakan
sebagai nilai Swi atau irreducible Water Saturation pada
pengukuran Relative Permeability.
Kekurangan :
Membutuhkan proses yang sangat lama untuk mengukur
Tekanan Kapiler (Pc) sekitar 6 minggu.
Tekanan yang digunakan maksimal hanya 200 psi.
b. Centrifugal Method
Kelebihan :
Waktu yang diperlukan relative lebih cepat yaitu 2 hari
sampai 1 minggu.
Kekurangan :
Sampel yang digunakan akan retak dan pecah karena
tekanan pada centrifugal yang tinggi, sample tidak dapat
digunakan lagi.
c. Mercury Injetion Method
Kelebihan :
Waktu yang digunakan relative cepat.
Mengetahui langsung distribusi pori-pori.
Tekanan yang digunakan maksimal 60.000 psi.
Kekurangan :
Sampel yang digunakan akan tidak dapat digunakan untuk
analisa lanjutan/rusak.
43
3.8.3 Wettabilitas (Sifat Kebasahan)
Wettability adalah istilah untuk menjelaskan adesi relatif dua
buah fluida terhadap sebuah permukaan benda padat. Pada media
berpori yang terisi dua atau lebih fluida yang tidak dapat bercampur
(immiscible), wettability adalah sebuah pengukuran fluida mana yang
dapat membasahi (menyebar atau menempel) permukaan. Pada
sistem water-wet (basah air) batuan yang terisi minyak dan air, air
akan menempati pori-pori terkecil dan membasahi sebagian besar
permukaan pada pori-pori yang lebih besar. Pada area yang memiliki
saturasi minyak (oil saturation) yang tinggi, minyak yang ada akan
tertahan di atas air yang membasahi dan menyebar pada permukaan.
Jika permukaan batuan cenderung water wet dan batuan tersebut
jenuh minyak, air akan mengisi pori-pori terkecil, menggantikan
minyak apabila sistem tersebut dimasuki air.
Jika permukaan batuan cenderung oil-wet (basah minyak),
maka akan dijenuhi oleh air, minyak akan masuk dan membasahi
pori-pori terkecil menggantikan air. Sehingga, sebuah batuan yang
dijenuhi oleh minyak berarti water-wet (basah air) dan sebaliknya
jika batuan dijenuhi oleh air berarti oil-wet. Wettability dari sebuah
sistem dapat diklasifikasikan dalam jangkauan sangat water-wet
ataupun oil-wet tergantung pada interaksi air-minyak dengan
permukaan batuan. Jika tdak menunjukkan adanya kecenderungan
kebasahan dari fluida-fluida tersebut, maka dikatakan sistem tersebut
44
netral wetability atau intemediate wettability (ada yang mengatakan
mixed wetability), yaitu terbasahai oleh kedua fluida sebesar
50%/50%. Wettability juga dapatterjadi secara fraksional, yaitu tidak
seragam di seluru permukaannya. Hal seperti ini terjadi jika
permukaan tersebut memiliki sifat kimia yang berbeda. Sehingga
pengaruh utama dalam wettability adalah sifat kimia bahan yang
dibasahi.
3.8.4 Kompresibilitas
Kompresibilitas adalah salah satu sifat fluida, yaitu seberapa
mudah volume dari suatu massa fluida dapat diubah apabila terjadi
perubahan tekanan, artinya seberapa mampu-mampatkah fluida
tersebut. Sebuah sifat yang biasa dipakai untuk mengetahui
kemampu-mampatan fluida adalah modulus borongan atau Bulk
modulus, dengan simbol Ev. Rumusan Modulus Bulk yaitu :
Ev=(dp/(dρ/ρ))_(T konstan)
Persamaan ini juga setara dengan rumus :
Ev=-(dp/((d∀)/∀))_(T konstan)
Perbedaan kedua persamaan diatas adalah terletak pada tanda
koefisien. Koefisien persamaan Modulus Bulk yang menggunakan
data perubahan densitas bernilai positif karena semakin besar gaya
tekan yang didapat maka fluida akan semakin padat atau densitasnya
naik. Sedangkan Koefisien persamaan Modulus Bulk yang
45
menggunakan data perubahan volume bernilai negatif karena
semakin besar gaya tekan yang di dapat fluida akan mengalami
pengurangan volume.
Dari hasil nilai modulus yang kita dapat, maka dapat kita
analisis bahwa semakin besar nilai Modulus Bulk, maka hal ini
menunjukan bahwa fluida tersebut relatif tidak mampu mampat atau
cenderung inkompresibel. Tidak mampu mampat artinya dibutuhkan
perubahan tekanan yang besar untuk menghasilkan perubahan
volume yang kecil. Contoh fluida yang memiliki Modulus Bulk yang
besar adalah air. Dibutuhkan tekanan sebesar 210 atm hanya untuk
memampatkan volume air sebesar 1%. Semakin kecil Modulus maka
fluida tersebut semakin mudah untuk dimampatkan.
Lalu bagaimanakah tingkat kompresibilitas pada gas ideal?
Secara fisis dapat diartikan bahwa kompresibilitas gas ideal hanya
tergantung pada perubahan tekanan dan tidak tergantung pada
perubahan volumenya. Tekanan besar kompresibilitas gas ideal besar
dan sebaliknya tekanan kecil kompresibilitasnya juga kecil. Pada
tekanan yang besar yang menyebabkan kompresibilitas besar tidak
berarti gas ideal menjadi gas yang inkompresibel. Besar disini relatif
terhadap kompresibilitas yang kecil pada tekanan yang kecil, karena
kompresibilitas gas ideal yang “besar” masih sangat jauh lebih kecil
dari kompresibilitas air yang nilainya sebagai berikut :
46
2,15 x 10 +9 (N/m2) = 2,15 x 10+9 Pa ≈ 2,15 x 10+4 atm
Catatan 1 N/m2 = 1 Pa dan 1 atm ≈ 1,01 x 105 Pa.
Dari perbandingan data tersebut kita dapat ambil kesimpulan
bahwa air adalah pembanding yang digunakan sebagai standar
kompresibilitas dari fluida lain.
Contoh fluida yang dianggap gas ideal adalah udara. Hal ini
berdasarkan pada sifat-sifatnya yang mendekati sifat gas ideal yaitu
untuk 1 tekanan atm terjadi pengurangan 1 % pada volume udara
tersebut. Sehingga dapat dikatakan bahwa perubahan volume yang
kecil pada gas dalam kondisi ditekan dengan tekanan yang sangat
besar dapat menyebabkan perubahan tekanan yang besar.
3.8.5 Sifat Kelistrikan Batuan & Air Formasi pada Kondisi Tekanan
Reservoir
Sifat kelistrikan batuan yang ada kaitannya dengan masalah
formasi adalah sifat tahanan listrik (resistivity). Dalam batuan
reservoir air formasi berfungsi sebagai media penghatar listrik.
Dimana penghantar listrik dalam batuan tergantung dari pergerakan
ion-ion dalam fluida terserbut. Sehingga semakin tinggi konsentrasi
ionnya maka kemampuan menghantar listriknya akan semakin besar.
Sehingga air formasi dengan kandungan garam yang tinggi memiliki
tahanan listrik yang rendah. Pada pengukuran di laboratorium, air
formasi di ukur nilai resistivity waternya (Rw).
47
Beberapa parameter sifat kelistrikan batuan yang terkait dalam
evaluasi suatu formasi antara lain, formation factor (FF) dan
resistivity index (RI). Pada pengukuran formation factor kita
mengukur nilai resistivity batuannya (Ro) dan pada pengukuran
restivity index kita mengukur nilai true resistivity (Rt). Sehingga dari
pengukuran formation factor kita mendapatkan nilai cementation
factor (m), dan dari pengukuran resitivity index kita mendapatkan
nilai saturation eksponen (n).
Pada pengukuran Formation Factor dan Resitivity Index dapat
dilakukan pada dua kondisi tekanan, yaitu ambient (tekanan
atmosfer) dan NOB (Net Over Burden atau tekanan reservoir).
3.8.6 Capillary Pressure dengan Porous Plate at NOB Condition (Air –
Brine Method).
Metode yang digunakan dalam pengukuran tekanan kapiler ini
adalah metode restored stated (Porous Plate). Metode ini
menggunakan capillary pressure cell sebagai alatnya. Pada metode
ini, pengkuran Water Saturation dilakukan bersamaan dengan
pengukuran Resistivity Index. Metode ini menggunakan sistem air-
brine dengan menggunakan udara (air) sebagai pendorong
diasumsikan sebagai tekanan kapiler, dan brine yang keluar dibaca
sebagai saturasi water-nya.
48
a. Menghitung Tekanan Kapiler
Data ini digunakan untuk menghitung reservoir dari
saturasi air dibandingkan ketinggian di atas permukaan air, pori
tenggorokan distribusi ukuran dan untuk perhitungan
permeabilitas relatif tanpa adanya data yang diukur.
setiap teknik memiliki kelebihan yang unik tergantung
pada tes objektif, karakteristik batuan dan kondisi reservoir yang
akan disimulasikan dalam tes berikutnya. Semua fase hasil
pembasahan terhadap tekanan.
Jenis test yang digunakan seperti:
Tes umumnya dijalankan untuk menghasilkan beberapa
saturasi terhadap nilai-nilai tekanan kapiler sehingga kurva
lengkap didefinisikan dan disajikan.
Tes injeksi merkuri biasanya tercepat dan menghasilkan
jumlah maksimum nilai data, namun batuan core diisi dengan
merkuri pada kesimpulan uji dan tidak ada nilai tambahan.
Standar test utilisi pada ukuran sample .
Ada tes tahap yang dapat dijalankan untuk mensimulasikan
tutup gas maju ke zona berisi air tereduksi dan minyak.
Kurva Drainage dan inhibisi curves dapat diukur.
Alat Restored State Cell digunakan untuk menghitung
Capillary Pressure adalah menggunakan metode Porouse Plate
at Stress.
49
Berikut adalah rumus yang digunakan untuk mengetahui
nilai saturasi air formasi dengan menggunakan metode porouse
plate :
Sw =
Atau dapat digunakan rumus seperti ini :
Sw = =
Dimana :
Sw = Water Saturation
FF = Formation Factor
Rw = Brine Resistivity
Rt = Sample Resistivity at any Sw
n = Saturation Exponent
Ø = Porosity (Fraction)
m = Cementation Factor
a = Intercept
b. Menentukan Formation Factor
50
Formation Factor didefinisikan sebagai rasio resistivitas
batuan benar-benar air garam jenuh dengan resistivitas air garam
jenuh. Test dilakukan pada silinder diameter 1 atau 1½ bias juga
pada inti sample batuan. Oleh karena itu, Formation Factor
fungsi dari porositas dan geometri pori pada batuan. Bisa kita
lihat dari rumus :
FF = =
Dalam berbagai formasi yang seperti biasanya,
berhubungan juga dengan:
FF =
Dimana :
FF = Formation Factor
Ro = Sample Resistivity at 100% Sw
Rw = Brine Resistivity
a = Intercept
Ø = Porosity (Fraction)
m = Cementation Factor (Archie = 2.0)
Tes dilakukan selama beberapa hari sampai kenaikan nilai
stabil. Sampel harus dipilih untuk mencakup rentang porositas
yang dicatat pada core. Hal ini memastikan definisi yang lebih
baik dari m dan a.
51
c. Menentukan Resistivity Index
Minyak dan gas tidak memiliki konduktor listrik.
Kehadiran mereka di sebuah elemen reservoir atau dalam
sampel inti akan mengurangi luas penampang rata-rata jalur
aliran untuk listrik dan meningkatkan panjang jalur aliran,
sehingga meningkatkan resistivitas. Resistivity Index
didefinisikan sebagai rasio resistivitas batuan pada setiap
kondisi gas, saturasi minyak dan air untuk itu resistivitas ketika
benar-benar jenuh dengan air. Rumus yang digunakan untuk
menghitung Resistivity Index adalah:
RI = =
Dimana :
RI = Resistivity Index
Rt = Sample Resistivity at any Sw
Ro = Sample Resistivity at any Sw = 100%
Sw = Water Saturation
n = Saturation Exponent (Archie 2.0)
Dengan demikian Indeks resistivitas merupakan fungsi
dari saturasi air. Ini juga merupakan fungsi dari geometri pori.
Kehadiran kation tanah liat ditukar (terutama smectites) sering
menyebabkan nilai indeks resistivitas rendah jelas untuk
diamati, terutama karena saturasi air menurun. Indeks
52
resistivitas eksponen n dapat dipengaruhi dengan membatasi
atau tekanan overburden dan harus ditentukan dalam kondisi
overburden. Minimal saturasi mereka, sebaiknya lima, harus
diperoleh pada setiap sampel. Sampel individu terhadap plot
saturasi air, serta plot gabungan dari semua sampel biasanya
dilaporkan.