1 jenis analisa batuan inti

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01

JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti

Halaman : 1 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

Manajemen Produksi Hulu

JENIS ANALISA BATUAN INTI

1. TUJUAN

Mengetahui besaran-besaran core yang diukur oleh uji yang dilakukan di laboratorium.

2. JENIS METODE

2.1. ANALISA CORE RUTIN (ROUTINE CORE ANALYSIS)

Core yang dianalisa meliputi conventional core dan sidewall core. Besaran-besaran yang

diukur pada uji ini adalah :

1. Porositas.

2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability - kair) dan permeabilitas yang ekivalen

terhadap liquid (kL).

3. Permeabilitas horisontal terbesar (maksimum).

4. Permeabilitas horisontal tegak lurus terhadap permeabilitas horisontal maksimum.

5. Permeabilitas vertikal.

6. Berat jenis butiran.

Contoh hasil analisa core rutin ditunjukkan oleh Tabel 1 dan Tabel 2.

2.2 ANALISA CORE SPESIAL (SPECIAL CORE ANALYSIS - SCAL)

Besaran-besaran yang diukur dan diperoleh dari uji ini adalah :

1. Permeabilitas liquid ekivalen sebagai fungsi dari volume throughput.

2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability) dan porositas core plug dan full diameter

core yang dilakukan pada beberapa harga confining stress.

3. Kompresibilitas formasi (pore volume compressibility) dari core plug dan full diameter

core sebagai fungsi dari tekanan overburden efektif.

4. Faktor resistivitas formasi (F), faktor sementasi (a) dan eksponen sementasi (m).

5. Indeks resistivitas (RI), saturasi air (Sw) dan eksponen saturasi (n).

6. Permeabilitas relatif (kr)sebagai fungsi saturasi.

7. Tekanan kapiler.

8. Waterflood Susceptibility

Contoh hasil analisa core spesial ditunjukkan oleh Tabel 3 sampai Tabel 9.





3. DAFTAR PUSTAKA

1. Western Atlas International : “Core Analysis Report,” 1989.

2. Lemigas : “Special Core Analysis Study On Conventional Core of JRK-228 TW Well (1st

Sand),” 2003.





4. DAFTAR SIMBOL

a = faktor sementasi F = faktor resistivitas formasi

kair = permeabilitas udara (air permeability)

kL = permeabilitas liquid

kr = permeabilitas relatif

m = eksponen sementasi

n = eksponen saturasi

RI = Indeks Resistivitas (Resistivity Index)

Sw = saturasi air





5. TABEL DAN GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Tabe

l1. C

onto

hH

asil

Ana

lisa

Cor

e





Tabe

l2. C

onto

hH

asil

Ana

lisa

Side

wal

l Cor

e





Tabel 3. Permeabilitas Liquid Sebagai Fungsi dari Volume Throughput





Tabel 4. Faktor Resistivitas Formasi (Formation Factor, F) dan Indeks

Resistivitas (Resistivity Index, RI)





Tabe

l5. D

ata

Teka

nan

Kap

iler





Tabel 6. Data Waterflood Susceptibility





Tabel 7. Data Permeabilitas Relatif





Tabel 8. Data Wettability





Tabe

l9. D

ata

Kom

pres

ibili

tasF

orm

asi


JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-

Rata



PENENTUAN PARAMETER RESERVOIR RATA-RATA

1. TUJUAN

Mengolah hasil Analisa Batuan Inti (core), yaitu porositas, permeabilitas dan saturasi untuk

digunakan dalam menentukan perhitungan cadangan dan perhitungan teknik reservoir lainnya.

2. METODE DAN PERSYARATAN

2.1. METODE

Dengan menggunakan analisa statistik.

2.2. PERSYARATAN

• Diperlukan hasil analisa batuan inti serta interpretasi log untuk harga porositas dan saturasi.

• Harga batas φ, k dan Sw.

3. LANGKAH KERJA

3.1. PERHITUNGAN POROSITAS RATA-RATA

1. Siapkan data porositas terhadap kedalaman dari hasil analisa batuan inti dan interpretasi log

sumur yang bersangkutan.

2. Plot porositas hasil analisa batuan inti terhadap porositas hasil interpretasi log untuk

kedalaman yang sama. Tarik garis yang mewakili titik-titik tersebut. Persamaan garis ini

diperkirakan dengan menggunakan analisa regresi yang persamaannya dicantumkan di

Lampiran.

3. Siapkan data porositas hasil interpretasi log terhadap kedalaman sumur-sumur yang tidak

dilakukan pengintian.

4. Dengan menggunakan hasil plot dari langkah 2, tentukan harga porositas batuan inti

ekivalen dari harga-harga porositas di langkah 3.

5. Kumpulkan semua data porositas dari analisa batuan inti dan porositas ekivalen dengan

urutan membesar.



Rata



6. Tentukan harga cut-off porositas dan sisihkan data porositas yang lebih kecil dari cut-off

tersebut. Harga cut-off dapat dilihat pada bagian penilaian formasi (PF).

7. Tentukan jumlah selang data dengan menggunakan persamaan berikut :

S = 1 + 3.3 log n (1)

dimana :

S = jumlah selang minimum

n = jumlah data

8. Tentukan jumlah data porositas yang termasuk di dalam masing-masing selang.

9. Hitung frekuensi masing-masing selang, yaitu jumlah data pada suatu selang dibagi dengan

jumlah data seluruhnya.

10. Plot selang porositas terhadap frekuensi. Porositas sebagai sumbu ordinat dan frekuensi

sumbu absis.

11. Tentukan harga-tengah porositas untuk masing-masing selang.

12. Porositas rata-rata dihitung sebagai berikut :

∑−

=n

iiif

1φφ (2)

dimana :

fi = frekuensi pada suatu selang

φi = harga-tengah porositas pada selang

3.2. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RATA-RATA

1. Siapkan data porositas dan permeabilitas hasil analisa batuan inti terhadap kedalaman.

2. Plot porositas terhadap permeabilitas untuk kedalaman yang sama pada kertas grafik semi

log. Permeabilitas pada sumbu log dan porositas pada sumbu linear. Tarik garis lurus yang

mewakili titik-titik tersebut. Garis ini dapat ditentukan secara lebih baik dengan

menggunakan analisa regresi, yang persamaannya dicantumkan di Lampiran.

3. Siapkan data porositas hasil interpretasi log untuk sumur-sumur yang tidak dilakukan

pengintian.

4. Tentukan harga cut-off porositas dan sisihkan data porositas di langkah 3, yang lebih kecil

dari harga cut-off tersebut.

5. Tentukan harga permeabilitas ekivalen dari porositas hasil log, berdasarkan persamaan



Rata



garis di langkah (2).

6. Tentukan semua data permeabilitas dari analisa batuan inti maupun permeabilitas ekivalen

dengan urutan membesar. Berdasarkan harga cut-off permeabilitas, sisihkan harga

permeabilitas yang lebih kecil dari harga cut-off tersebut.

7. Kumpulkan semua data permeabilitas ekivalen dari analisa batuan inti maupun

permeabilitas ekivalen dengan urutan membesar. Berdasarkan harga cut-off permeabilitas,

sisihkan harga permeabilitas yang lebih besar dari harga cut-off tersebut untuk keperluan

analisa.

8. Tentukan harga permeabilitas awal (dalam hal ini harga permeabilitas cut-off dapat

digunakan sebagai harga permeabilitas awal), kemudian batas selang dengan menggunakan

persamaan berikut :

kj = 2J ki (3)

dimana : J = 1, 2, 3, 4, ....

kj = batas selang permeabilitas

ki = permeabilitas awal

9. Tentukan jumlah data permeabilitas yang termasuk di dalam masing-masing selang.

10. Hitung frekuensi masing-masing selang (fj) dengan menggunakan hubungan berikut :

nkeseluruhadataJumlah selang dalam datajumlah frekuensi, jf j = (4)

11. Hitung frekuensi kumulatif setiap selang :

∑=

=j

nij fF

1 (5)

12. Dalam setiap selang, hitung permeabilitas rata-rata secara aritmatik (kA)j, yaitu :

n

kk

n

ii

jA

∑== 1)( (6)

dimana : n = jumlah data permeabilitas dalam selang

ki = harga-harga permeabilitas dalam selang

13. Permeabilitas rata-rata secara geometrik dan seluruh contoh dapat dihitung dengan

menggunakan persamaan :

kG = 10A (7)

dimana :



Rata



∑=

=n

jjAj kfA

1)log( (8)

3.3. PERHITUNGAN SATURASI AIR RATA-RATA

1. Siapkan hasil analisa batuan inti yang meliputi pengukuran tekanan kapiler (Pc) sebagai

fungsi saturasi air untuk berbagai harga permeabilitas.

2. Berdasarkan data (σ cos θ )lab dan (σ cos θ )res, ubah harga (Pc)lab menjadi tekanan kapiler

pada kondisi reservoir (Pc)res dengan menggunakan persamaan berikut :

lab

reslabcresc PP

)cos()cos(

)()(θσθσ

= (9)

Untuk selanjutnya Pc pada kondisi reservoir ini disebut Pc saja.

3. Dari data di langkah (l) dan (2) buat grafik permeabilitas terhadap saturasi air untuk suatu

harga tekanan kapiler yang tetap pada kertas grafik semi log. Permeabilitas pada skala log

dan saturasi pada skala linier.

4. Hitung permeabilitas rata-rata secara geometrik dengan menggunakan langkah kerja 3.2.

5. Dengan menganggap bahwa permeabilitas geometrik rata-rata berlaku untuk seluruh

reservoir dan dengan menggunakan grafik yang diperoleh dari langkah (2), baca harga

saturasi air untuk berbagai harga tekanan kapiler pada harga permeabilitas geometrik rata-

rata.

6. Plot tekanan kapiler terhadap saturasi air pada kertas grafik kartesian. Tekanan kapiler pada

sumbu ordinat dan saturasi air pada sumbu absis.

7. Ubah tekanan kapiler dari langkah (5) menjadi ketinggian, h, di atas permukaan batas air

(free water surface - posisi dimana Sw = 100% dan Pc = 0) dengan menggunakan persamaan

:

ow

cPh

ρρ −=

144 (10)

dimana :

ρw dan ρo (lb/cuft) dihitung pada kondisi reservoir.

8. Harga saturasi air rata-rata pada setiap ketinggian diatas permukaan bebas air dapat

ditentukan dari langkah (6).



Rata



4. DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, James W., Bass, Daniel M. dan Whiting, Robert L. : "Petroleum Reservoir Engineering -

Physical Properties", McGraw Hill Book Company, 1960.

2. Craft, B. C. dan Hawkins, H. F. : "Applied Petroleum Reservoir Engineering", Prentice-Hall Inc.,

Englewood Cliffs, N.J., 1959.

3. Frick, Thomas C. : "Petroleum Production Handbook", Vol. II - Reservoir Engineering, SPE of

AIME Dallas-Texas, 1962.

4. Timmerman, E. H. : "Practical Reservoir Engineering", Part I, PennWell Books, Tulsa,

Oklahoma, 1982.



Rata



5. DAFTAR SIMBOL

f j = frekuensi pada j

Fj = frekuensi kumulatif pada selang j

h = ketinggian di atas permukaan batas air

k = permeabilitas

kA = permeabilitas rata-rata secara aritmatik

kG = permeabilitas rata-rata secara geometrik

ki = permeabilitas awal

kj = batas selang permeabilitas

n = jumlah data dalam selang

Pc = tekanan kapiler

Sw = saturasi air

φ = porositas



Rata



6. LAMPIRAN

6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS

Porositas suatu batuan berpori adalah fraksi dari volume batuan total yang berongga, yaitu :

B

p

VV

=−

= totalVolume

poripori Volumeφ (11)

Porositas dibedakan menjadi dua macam, yaitu :

1. Porositas absolut/total.

Dalam hal ini, volume pori-pori yang digunakan untuk menghitung porositas adalah volume

pori-pori total.

2. Porositas efektif.

Volume pori-pori yang digunakan adalah volume pori-pori yang saling berhubungan.

Permeabilitas suatu batuan berpori adalah kemudahan fluida untuk mengalir melalui batuan

berpori tersebut pada suatu gradien tekanan tertentu. Satuan yang digunakan adalah Darcy atau

milli-Darcy (mD). Batuan berpori mempunyai permeabilitas l Darcy apabila fluida dengan

viskositas 1 cp, mengalir melalui batuan ini yang bersisi 1 cm dengan laju aliran 1 cm3/detik

pada perbedaan tekanan sebesar 1 atm.

Rongga di dalam batuan berpori sebagian dapat berisi cairan dan sebagian lagi berisi gas. Fraksi

volume rongga atau pori-pori yang diisi cairan dinyatakan sebagai saturasi cairan, yang

didefinisikan sebagai perbandingan antara volume cairan dengan volume pori-pori keseluruhan.

Sebagai contoh saturasi air adalah :

nkeseluruha poripori Volumeberporibatuan dalam diair Volume

−=wS (12)

Apabila batuan berpori hanya berisi minyak dan air, maka :

So + Sw = 1 (13)

Dengan demikian apabila Sw dapat ditentukan, maka harga So dapat dihitung, yaitu :

So = 1 – Sw (14)

Harga-harga porositas, permeabilitas dan saturasi air dapat ditentukan berdasarkan analisa

batuan inti di laboratorium dan selain itu porositas dan saturasi air dapat pula ditentukan dari

interpretasi log secara kuantitatif.



Rata



Apabila di suatu reservoir dilakukan beberapa pengintian, hasil analisa batuan inti di

laboratorium digunakan dengan hasil interpretasi log setelah dikoreksi dengan hasil

laboratorium dapat digunakan sebagai data untuk menentukan besarnya porositas, permeabilitas

dan saturasi air rata-rata di seluruh reservoir dengan menggunakan metode statik.

6.2. PERSAMAAN-PERSAMAAN ANALITIK REGRESI

Hubungan linier antara dua kelompok data, dapat ditentukan dengan analisa regresi, yang

memberikan persamaan regresi sebagai berikut :

1. Regresi linier : Y = a + bx (15)

2. Regresi eksponensial : Y = aebx, dimana a > 0 (16)

3. Regresi logaritmik : Y = a + b log x (17)

4. Regresi power : Y = a xb, dimana a > 0 (18)

Dengan teknik regresi ini, maka konstanta a dan b dari persamaan-persamaan di atas dapat

ditentukan. Secara umum persamaan untuk menentukan konstanta-konstanta tersebut adalah

sebagai berikut :

∑ ∑∑∑

−

−= 22

2

)( xnxYxYxx

Ai

iiiii (19)

∑∑ −

=i

i

xAnY

B (20)

dimana harga A, B, xi dan Yi tergantung dari jenis regresi yang digunakan, ditunjukkan pada

tabel berikut :

Regresi xi Yi a b

Linier xi Yi A B Eksponensial xi ln Yi eA B Logaritmik log xi Yi A B

Power log xi log Yi 10A B

Untuk menilai apakah analisa regresi yang dipilih cukup mewakili data yang dianalisa, perlu

dihitung koefisien regresi (R2 ). Koefisien tersebut dihitung dengan persamaan berikut :



Rata



∑ ∑∑ ∑∑∑−

−+= 22

22

)(/1)()(/1

ii

iiii

YnYYnYxbYA

R (21)

Apabila analisa regresi yang dipilih memberikan harga R2 ≈ 1 ini berarti bahwa hampir semua

titik data terletak pada persamaan regresi. Jika diperoleh R2 < 1, berarti banyak titik data yang di

luar persamaan regresi. Dengan perkataan lain, makin kecil harga R2, titik data makin terpencar.

6.3. CONTOH SOAL

Hasil analisa core konvensional untuk porositas dan permeabilitas diberikan pada Tabel 1.

Sedangkan Tabel 2 menunjukkan hasil perata-rataan tekanan kapiler. Tentukan porositas dan

permeabilitas rata-rata serta saturasi air rata-rata pada setiap kedalam di zona transisi. Berat

jenis air dan minyak 68 lb/cuft dan 55.9 lb/cuft.

Tabel 1. Data Hasil Analisa Core Konvensional

ID Core Porosity Permeability, mD

ID_101 0.519 363.286 ID_102 0.524 425.571 ID_103 0.513 326.857 ID_104 0.511 350 ID_105 0.512 367.571 ID_106 0.493 264.571 ID_107 0.504 474.286 ID_108 0.511 497 ID_109 0.514 584.857 ID_110 0.512 517.429 ID_111 0.502 547.714 ID_112 0.493 566.429 ID_113 0.497 483 ID_114 0.496 524 ID_115 0.509 370.714 ID_116 0.482 223 ID_117 0.516 308.857 ID_118 0.492 273.857 ID_119 0.478 647.571



Rata



Tabel 1 (Lanjutan)

ID Core Porosity Permeability,

mD ID_120 0.485 281.429 ID_121 0.451 339.714 ID_122 0.460 328.857 ID_123 0.474 348.286 ID_124 0.474 314 ID_125 0.485 396.857 ID_126 0.481 421.714 ID_201 0.484 35.8429 ID_301 0.485 490.286 ID_303 0.472 448 ID_304 0.489 366.429 ID_401 0.516 471.714 ID_402 0.466 52.0714 ID_403 0.487 103.029 ID_404 0.484 222.714 ID_405 0.508 237.429 ID_406 0.484 116 ID_407 0.495 180.571 ID_408 0.490 143 ID_409 0.397 3.364 ID_410 0.431 7.936 ID_411 0.425 8.489 ID_412 0.415 3.794 ID_413 0.414 2.791 ID_415 0.412 7.261 ID_416 0.379 1.531 ID_417 0.43 3.87 ID_418 0.412 6.949 ID_419 0.422 149.286 ID_420 0.43 20.814 ID_421 0.433 162.714 ID_422 0.418 34.929 ID_423 0.439 327.571 ID_424 0.434 213.286 ID_501 0.39 4.139 ID_502 0.395 4.883 ID_503 0.381 51.471 ID_504 0.314 10.414 ID_505 0.374 1.483 ID_506 0.392 17.586



Rata



Tabel 1 (Lanjutan)

ID Core Porosity Permeability, mD

ID_507 0.351 1.355 ID_508 0.3739 2.949 ID_509 0.406 4.986 ID_510 0.389 6.817 ID_511 0.312 9.083 ID_512 0.412 5.086 ID_513 0.411 5.416 ID_514 0.341 4.01 ID_515 0.296 5.179 ID_516 0.316 5.074 ID_517 0.389 2.83 ID_519 0.269 1.514 ID_520 0.304 2.589 ID_521 0.341 3.376 ID_523 0.358 2.156 ID_524 0.303 1.589

Tabel 2. Tekanan Kapiler Hasil Perata-rataan

(Pc)res Sw 0 1

0.361 0.941 0.722 0.898 1.444 0.763 2.889 0.484 5.417 0.333 12.639 0.244 25.278 0.194 54.167 0.167

A. Menentukan porositas rata-rata

1. Tentukan jumlah selang data :

7187.7)75log(3.31log3.31 ≈=+=+= nS

Selang-selang adalah sebagai berikut : 0.265 - 0.302, 0.302 - 0.339, 0.339 - 0.376,

0.376 - 0.413, 0.413 - 0.45, 0.45 - 0.487, 0.487 - 0.525.

2. Tentukan jumlah data porositas yang termasuk didalam masing-masing selang :



Rata



0.265 - 0.302 = 2

0.302 - 0.339 = 5

0.339 - 0.376 = 6

0.376 - 0.413 = 13

0.413 - 0.450 = 11

0.450 - 0.487 = 15

0.487 - 0.525 = 23

3. Hitung frekuensi masing-masing selang, yaitu jumlah data pada suatu selang dibagi

dengan jumlah data seluruhnya :

0.265 - 0.302 = 2/75 = 0.027

0.302 - 0.339 = 5/75 = 0.067

0.339 - 0.376 = 6/75 = 0.08

0.376 - 0.413 = 13/75 = 0.173

0.413 - 0.450 = 11/75 = 0.147

0.450 - 0.487 = 15/75 = 0.2

0.487 - 0.525 = 23/75 = 0.307

4. Tentukan harga-tengah porositas untuk masing-masing selang, yaitu : 0.2835, 0.3205,

0.3575, 0.3945, 0.4315, 0.4685, 0.506

5. Hitung porositas rata-rata :

438.0)506.0)(3067.0()4685.0)(2.0()4315.0)(1467.0()3945.0)(1733.0(

)3575.0)(08.0()3205.0)(0667.0()2835.0)(0267.0(1

=+++

+++== ∑−

n

iiif φφ

B. Menentukan permeabilitas rata-rata

1. Tentukan batas selang.

Data minimum setelah dibulatkan kebawah (dua angka desimal) dan data maksimum

setelah dibulatkan ke atas (dua angka desimal) adalah 1.35 mD dan 647.58 mD. Batas

selang ditentukan sebagai berikut :

35.1)35.1(200 ==k

7.2)35.1(211 ==k



Rata



4.5)35.1(222 ==k

8.10)35.1(233 ==k

6.21)35.1(244 ==k

2.43)35.1(255 ==k

4.86)35.1(266 ==k

8.172)35.1(277 ==k

6.345)35.1(288 ==k

2.691)35.1(299 ==k

2. Tentukan jumlah data permeabilitas yang termasuk di dalam masing-masing selang :

1.35 - 2.7 = 7

2.7 - 5.4 = 14

5.4 - 10.8 = 8

10.8 - 21.6 = 2

21.6 - 43.2 = 2

43.2 - 86.4 = 2

86.4 - 172.8 = 5

172.8 - 345.6 = 14

345.6 - 691.2 = 21

3. Hitung frekuensi tiap selang :

1.35 - 2.7 = 7/75 = 0.093

2.7 - 5.4 = 14/75 = 0.187

5.4 - 10.8 = 8/75 = 0.107

10.8 - 21.6 = 2/75 = 0.027

21.6 - 43.2 = 2/75 = 0.027

43.2 - 86.4 = 2/75 = 0.027

86.4 - 172.8 = 5/75 = 0.067

172.8 - 345.6 = 14/75 = 0.187

345.6 - 691.2 = 21/75 = 0.28



Rata



4. Hitung frekuensi kumulatif tiap selang :

1.35 - 2.7 = 0.093

2.7 - 5.4 = 0.280

5.4 - 10.8 = 0.387

10.8 - 21.6 = 0.413

21.6 - 43.2 = 0.440

43.2 - 86.4 = 0.467

86.4 - 172.8 = 0.533

172.8 - 345.6 = 0.720

345.6 - 691.2 = 1.000

5. Dalam setiap selang, hitung permeabilitas rata-rata secara aritmatik (kA)j , yaitu :

1.35 - 2.7 = 1.75

2.7 - 5.4 = 4.02

5.4 - 10.8 = 7.80

10.8 - 21.6 = 19.2

21.6 - 43.2 = 35.39

43.2 - 86.4 = 51.77

86.4 - 172.8 = 134.81

172.8 - 345.6 = 274.48

345.6 - 691.2 = 460.13

6. Hitung permeabilitas rata-rata keseluruhan secara geometrik :

1.695)log(1

== ∑=

n

jjAj kfA

49.510 695.1 ==Gk mD

C. Menentukan saturasi air rata-rata di zona transisi

Tentukan ketinggian dari free water surface pada setiap saturasi menggunakan persamaan

berikut ini :

ow

cPhρρ −

=144



Rata



Tabel 3. Saturasi Air Rata-Rata di Zona Transisi

(Pc)res (psia)

Sw h (ft)

0 1 00.361 0.941 4.2970.722 0.898 8.5951.444 0.763 17.1902.889 0.484 34.3805.417 0.333 64.46312.639 0.244 150.41325.278 0.194 300.82754.167 0.167 644.629

0

100

200

300

400

500

600

700

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Saturasi Air Rata-Rata, Sw

Ket

ingg

ian

Dar

i Fre

e W

ater

Sur

face

, h, f

t

Gambar 1. Profil Saturasi Air Rata-rata di Zona Transisi


JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-

Rata



PENENTUAN DATA TEKANAN KAPILER RATA-RATA

1. TUJUAN

Membuat data tekanan kapiler rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir dari sejumlah hasil

analisis batuan inti (core analysis).


2.1. METODE

Metode yang digunakan adalah korelasi Leverett J-function dan korelasi Guthrie.

2.2. PERSYARATAN

Tidak ada persyaratan khusus.

3. LANGKAH KERJA

3.1. METODE KORELASI LEVERETT J - FUNCTION

1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan inti yang

menghasilkan parameter berikut :

- Tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi air (Sw) dari masing-masing batuan inti.

- Tegangan permukaan ( σ ).

- Permeabilitas masing-masing batuan inti (k) dan harga rata-ratanya ( k ).

- Porositas masing-masing batuan inti (φ ) dan harga rata-rata (φ ).

- Sudut kontak ( θ ). Biasanya tersedia pengukuran σ cos θ.

2. Hitung harga J(Sw) dari masing-masing batuan inti :

5.0)( cos

)( φkPSJ c

w θσ= (1)

3. Plot J(Sw) terhadap Sw pada sistem sumbu kartesian.

4. Buat kurva yang mewakili plot J(Sw) terhadap Sw dengan metode least square.

5. Berdasarkan hasil kurva rata-rata J(Sw) pada langkah 4, maka tentukan harga Pc rata-rata

sebagai fungsi dari Sw dengan menggunakan persamaan (1), dimana untuk permeabilitas dan

porositas digunakan harga rata-ratanya ( k danφ ).



Rata



3.2. METODE KORELASI STATISTIK GUTHRIE

1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan inti yang

menghasilkan parameter berikut :

- Tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi air (Sw).

- Permeabilitas masing-masing batuan inti dan harga rata-rata ( k ).

2. Plot Pc terhadap Sw untuk setiap harga k yang berbeda pada satu kertas grafik kartesian. Tarik

kurva Pc (Sw) untuk masing-masing harga k.

3. Untuk suatu harga Pc, baca harga k dan Sw.

4. Plot Sw terhadap log k untuk berbagai harga Pc.

5. Tarik garis lurus rata-rata k(Sw) untuk masing-masing harga Pc.

6. Pada hasil plot di langkah 5 tariklah garis sejajar dengan sumbu Sw untuk k = k . Garis ini

akan memotong kumpulan garis linear k(Sw) pada Sw dan Pc tertentu.

7. Plot Pc terhadap Sw dari hasil langkah 5 yang merupakan Pc(Sw) rata-rata.



Rata



4. DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J. W., Bass Jr., D. M. dan Whiting, R. L.: "Petroleum Reservoir Engineering Physical

Properties", McGraw-Hill, 1960.



Rata



5. DAFTAR SIMBOL

J(Sw) = Leverett J-Function, tak bersatuan

k = permeabilitas, cm2 atau mD

Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2 atau psi

Sw = saturasi air, fraksi

Huruf Yunani :

φ = porositas, fraksi

σ = tegangan permukaan, dyne/cm

θ = sudut kontak, derajat



Rata



6. LAMPIRAN


Data tekanan kapiler didapatkan dari analisis batuan inti di laboratorium. Analisis contoh

tersebut merupakan bagian yang sangat kecil untuk dapat mewakili reservoir atau formasi secara

keseluruhan. Oleh karena itu, seluruh data tekanan kapiler yang diukur dari contoh batuan inti

yang berasal dari reservoir tersebut digabungkan dan kemudian ditentukan kurva tekanan kapiler

yang mewakili atau representatif untuk reservoir tersebut.

Ada dua metode untuk memperoleh kurva tekanan kapiler yang representatif :

- Metode Leverett (Leverett J - function)

- Metode Statistik - Guthrie

A. Metode Leverett

Leverett membuat fungsi korelasi yang didefinisikan sebagai berikut :

5.0

k )(

=

φσ PSJ c

w (2)

dimana :


σ = tegangan permukaan

k = permeabilitas

φ = porositas

Dapat ditambahkan bahwa apabila digunakan satuan lain yang cocok kecuali di atas, hanya

akan menggeser kurva pada sumbu - Y. Beberapa penulis melibatkan "cos θ", dimana θ

adalah sudut kontak, sehingga fungsi korelasi Leverett menjadi :

50

cos)(

.c

wk

θσ P SJ

=

φ (1)

Gambar 1 memperlihatkan contoh hubungan antara J(Sw) terhadap Sw dari berbagai formasi.



Rata



B. Metode Statistik - Guthrie

Tekanan kapiler merupakan fungsi permeabilitas dan saturasi. Dari berbagai pengamatan,

Guthrie mendapatkan bahwa pada suatu harga tekanan kapiler, hubungan antara k dan Sw

adalah sebagai berikut :

Sw = a log k + C (3)

Walaupun Sw pada suatu harga Pc juga merupakan fungsi porositas, namun untuk tujuan-

tujuan praktis, hubungan (3) di atas cukup baik untuk digunakan.

Dari hubungan tersebut di atas, dapat dibuat plot k terhadap Sw untuk berbagai harga Pc dari

contoh batuan yang dianalisis. Hubungan tersebut akan merupakan garis lurus pada kertas

semi-log untuk setiap harga Pc tertentu.

6.2. CONTOH SOAL

Untuk mengevaluasi sejumlah hasil analisis dari Edward - Formation (Jourdantown Field),

digunakan hubungan : 50

cos)(

.c

wk

θσ P SJ

=

φ (1)

kemudian plot harga J(Sw) terhadap saturasi air. Dari plot tersebut, walaupun "trend" garis

korelasi yang didapat cukup baik, ternyata korelasi tersebut akan semakin baik apabila hasil

analisis batuan tadi dipisahkan menurut tekstur, yaitu :

- limestone cores

- dolomite cores

- micro granular limestone cores

- coarse - grained limestone cores

Gambar 2a, 2b, 2c, 2d dan 2e adalah hasil plot J(Sw) terhadap saturasi air.

Gambar 3 memperlihatkan hasil pengukuran Pc(Sw) dari sejumlah hasil analisis yang mempunyai

harga permeabilitas yang berbeda. Berdasarkan Gambar 3, dapat dibuat korelasi :

Sw = a log k + C (3)

untuk setiap harga tekanan kapiler yang berbeda. Korelasi tersebut dibuat sebagai berikut :

- Pada suatu harga Pc, baca harga k dan Sw.

- Plot k vs Sw untuk setiap harga Pc yang diambil, korelasi k(Sw) untuk berbagai harga Pc dapat

dilihat pada Gambar 4.



Rata



6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Contoh J (Sw) terhadap Sw



Rata



Gambar 2a. Korelasi Seluruh Hasil Analisa



Rata



Gambar 2b. Korelasi untuk Batuan Inti Limestone



Rata



Gambar 2c. Korelasi untuk Batuan Inti Dolomite



Rata



Gambar 2d. Korelasi untuk Batuan Inti Microgranular Limestone



Rata



Gambar 2e. Korelasi untuk Batuan Inti Grained Limestone



Rata



Gambar 3. Pc vs Sw untuk Berbagai Harga k



Rata



Gambar 4. Korelasi k-Sw untuk Berbagai Pc


JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas

Relatif Rata-Rata



PENENTUAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF RATA-RATA

1. TUJUAN

Menentukan kurva kr versus S rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir atau formasi dari

sejumlah analisa contoh batu inti (core analysis).


2. 1. METODE

Metode yang digunakan adalah normalisasi - denormalisasi sejumlah kurva kr terhadap S dari

suatu formasi.

2.2. PERSYARATAN

Tidak ada persyaratan khusus.

3. LANGKAH KERJA

1. Siapkan data pendukung yang tersedia untuk :

a. Sistem Air - Minyak

- Tabel atau kurva kro dan krw terhadap Sw

- Dari Tabel atau Kurva tersebut baca harga titik akhir (end points) :

• kro @ Swc

• kro @ Sor

• krw @ Swc

• krw @ Sor

b. Sistem Gas - Minyak

- Tabel krg dan kro ternadap saturasi cairan (SL)

- Data harga titik akhir :

• kro @ Swc

• kro @ Sgr

• krg @ Swc

• krg @ sgr



Relatif Rata-Rata



c. Sistem Gas - Air

- Tabel krg - krw versus Sw.

- Data harga titik akhir :

• krw @ Swc

• krw @ Sgr

• krg @ Swc

• krg @ Sgr

2. Lakukan prosedur normalisasi untuk setiap kurva kr ternadap S dengan menyiapkan tabel berikut :


Buat tabel Sw, kro, krw, *wS , *

rok , *rwk seperti pada contoh, dimana :

orwc

wcww SS

SSS−−

−=

1*

wcro

wroro Sk

Skk@@* =

orrw

wrwrw Sk

Skk

@@* =


Buat tabel SL,, kro, krg, *LS , k *

ro , k *rg seperti pada contoh, dimana :

orwc

wcLL SS

SSS

−−−

=1

*

wcro

Lroro Sk

Skk@@* =

orrg

Lrgrg Sk

Skk

@@* =

c. Sistem Gas - Air

Buat tabel Sw, krg, krw, S *w , k *

rg , k *rw seperti pada contoh, dimana :

grwc

wcww SS

SSS−−

−=

1*



Relatif Rata-Rata



wcrg

wrgrg Sk

Skk

@@* =

grrw

wrwrw Sk

Skk@@* =

3. Buat Kurva S* terhadap k *r untuk seluruh contoh batuan.

4. Tentukan kurva k *r (S *

w ) rata-rata seperti diperlihatkan pada Gambar l.

5. Lakukan denormalisasi dari kurva k *r (S *

w ) rata-rata dari langkah 4 sebagai berikut :


Buat tabel S *w , k *

ro , k *rw , Sw, kro dan krw seperti pada contoh, dimana :

k *ro dan k *

rw dibaca dari kurva di langkah 4 untuk setiap harga S *w .

( ) wcorwcww SSSSS +−−= 1*

( )wcrororo Skkk @*=

( )orrwrwrw Skkk @*=

( )

N

SS

N

iiwc

wc

∑== 1

( )

N

SS

N

iior

or

∑== 1

( )

N

SkSk

N

iiwcro

wcro

∑== 1

@@

( )

N

SkSk

N

iiorrw

orrw

∑== 1

@@



Relatif Rata-Rata




Buat tabel S *L , k *

ro , k *rg , SL,, kro dan krg dimana : k *

ro dan k *rg dibaca dari kurva di langkah 4

untuk setiap harga S *L .

( ) wcgrwcLL SSSSS +−−= 1*

( )wcrororo Skkk @*=

( )orrgrgrg Skkk @*=

( )

N

SS

N

iiwc

wc

∑== 1

( )N

SS

N

iigr

gr

∑== 1

( )

N

SkSk

N

iiwcro

wcro

∑== 1

@@

( )N

SkSk

N

iigrrg

grrg

∑== 1

@@

c. Sistem Gas - Air

Buat tabel S *w , k *

rg , k *rw , Sw, krg dan krw dimana : k *

rg dan k *rw dibaca dari kurva di langkah 4

untuk setiap harga Sw.

( ) wcorwcww SSSSS +−−= 1*

( )wcrgrgrg Skkk @*=

( )grrwrwrw Skkk @*=

( )

N

SS

N

iiwc

wc

∑== 1



Relatif Rata-Rata



( )N

SS

N

iigr

gr

∑== 1

( )N

SkSk

N

iiwcrg

wcrg

∑== 1

@@

( )N

SkSk

N

iigrrw

grrw

∑== 1

@@

6. Plot kr terhadap S hasil de-normalisasi.



Relatif Rata-Rata



4. DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J. W. , Bass Jr., D. M. dan Whiting, R. L. : "Petroleum Reservoir Engineering Physical

Properties", McGraw-Hill, 1960.

2. Van Poollen, H. K. : "Petroleum Engineering - Short Course", 1983.



Relatif Rata-Rata



5. DAFTAR SIMBOL

kr = permeabilitas relatif

krg = permeabilitas relatif gas

kro = permeabilitas relatif minyak

krw = permeabilitas relatif air

S = saturasi

Sg = saturasi gas

Sgr = saturasi gas residu

SL = saturasi cairan = So + Swc

Sor = saturasi minyak residu

Sw = saturasi air

Swc = saturasi air konat, dianggap sama dengan Swi

krg @ Sgr = permeabilitas relatif gas pada Sgr

krg @ SL = permeabilitas relatif gas pada SL

krg @ Sw = permeabilitas relatif gas pada Sw

kro @ SL = permeabilitas relatif minyak pada SL

kro @ Sw = permeabilitas relatif minyak pada Sw

kro @ Swc = permeabilitas relatif minyak pada Swc

krw @ Sgr = permeabilitas relatif air pada Sgr

krw @ Sor = permeabilitas relatif air pada Sor

krw @ Sw = permeabilitas relatif air pada Sw

* Keterangan : Semua simbol tidak bersatuan



Relatif Rata-Rata



6. LAMPIRAN


Apabila dilakukan pengukuran permeabilitas relatif (kr terhadap S) dari sejumlah analisis contoh

batuan inti yang berasal dari reservoir yang sama, hampir selalu didapatkan harga titik akhir (end

points : Swc, Swi, Sor, Sgr) yang berbeda untuk setiap analisis core sehingga akan menghasilkan

bentuk kurva kr terhadap S yang berbeda pula.

Sebuah kurva kr(S) yang representatif untuk suatu reservoir diperoleh dengan cara normalisasi

dan de-normalisasi harga-harga titik akhir analisis core. Adapun harga yang dinormalisasi adalah

sebagai berikut :

Sistem Titik Akhir

Gas/Minyak Gas/Air Air/Minyak

kro @ Swi atau Swc 1.0 - 1.0

kro @ Sor atau Sgr 0 - 0

krw @ Swi atau Swc - 0 0

krw @ Sor atau Sgr - 1.0 1.0

krg @ Swi atau Swc 0 1.0 -

krg @ Sor 0 0 -

Berdasarkan harga titik akhir tersebut di atas, kurva kr terhadap S yang diperoleh dari hasil

pengukuran dinormalisasikan berdasarkan rumus berikut :



Relatif Rata-Rata



Tabel 1

Normalisasi Titik-Titik Akhir

Jenis Sistem Harga yang

dinormalisasi Gas/Minyak Gas/Air Air/Minyak

k *ro

wcro

Lro

SkSk

@@

- wcro

wro

SkSk

@@

k *rw -

grrw

wrw

SkSk

@@

orrw

wrw

SkSk

@@

k *rg

orrg

Lrg

SkSk

@@

wcrg

wrg

SkSk

@@

-

S *w

grwi

wiL

SSSS−−

−1

grwi

wiw

SSSS−−

−1

orwi

wiw

SSSS−−

−1

Perhitungan di atas dilakukan terhadap data yang didapatkan dari setiap analisis core. Kemudian

plot seluruh harga k *r dan S* yang didapat seperti pada Gambar 1.

Karena titik k *r (S*) tersebar, maka kurva normalisasi rata-rata harus diperkirakan seperti pada

Gambar 1.

Untuk melakukan de-normalisasi, yaitu menentukan kurva kr(S) yang mewakili atau

representatif, lakukan perata-rataan harga "end points" seluruh hasil analisis core yang ada

dengan formula sebagai berikut :

N

N

ii∑

=− = 1

ratarata

)endpoint()endpoint(

dimana End Point adalah harga-harga Swc, Swi, Sor, Sgr, dan lain-lain dari setiap sampel dan N

adalah jumlah sampel yang diukur.

Langkah terakhir untuk mendapatkan kurva kr(S) adalah menghitung harga kr dan S dengan

menggunakan rumus pada Tabel 1 dimana harga S* dan k *r dibaca dari kurva k *

r (S*) rata-rata

pada Gambar 1.



Relatif Rata-Rata



6.2. CONTOH SOAL

Dari pengukuran tiga buah sampel batuan didapatkan data permeabilitas relatif terhadap saturasi

sebagai berikut :

Sampel # 1 :

Sw (fraksi) kro (fraksi) krw (fraksi)

0.528 0.973 0

0.639 0.170 0.060

0.653 0.136 0.070

0.668 0.105 0.083

0.711 0.046 0.126

0.754 0.016 0.194

0.771 0.003 0.222

0.779 0.0003 0.237

0.782 0 0.265

Swc = 0.528

Sor = 0.218

krw@Sor = 0.265

kro@Swc = 0.973

Sampel # 2 :


0.535 0.81 0

0.7442 0.081 0.0638

0.8139 0.0243 0.0858

0.8404 0.0016 -

0.8604 0.0002 -

0.8670 0 0.11



Relatif Rata-Rata



Swc = 0.535

Sor = 0.133

krw@Sor = 0.11

kro@Swc = 0.81

Sampel # 3 :


0.3920 0.9 0

0.4114 0.7560 0.0119

0.4633 0.4590 0.0408

0.6220 0.0270 0.1224

0.6577 0.0090 0.1377

0.7095 0.0003 -

0.7160 0 0.17

Swc = 0.392

Sor = 0.284

krw@Sor = 0.17

kro@Swc = 0.9

Dari ketiga sampel tersebut, akan dibuat kr(Sw) rata-rata dengan proses normalisasi de-

normalisasi.

Penyelesaian :

Dari masing-masing titik akhir (end point) yang diketahui, lakukan normalisasi sebagai berikut :

orwc

wcww SS

SSS

−−−

=1

*

wcro

wroro Sk

Skk

@@* =



Relatif Rata-Rata



orrw

wrwrw Sk

Skk

@@* =

Sampel # 1 :

2540.0

528.0218.0528.01

528.0* −=

−−−

= www

SSS

973.0@* wro

roSk

k =

265.0@* wrw

rwSk

k =

Tabel 2

Normalisasi Titik-Titik Akhir Sampel 1

Sw kro krw S *w k *

ro k *rw

0.528 0.973 0 0 1 0

0.639 0.170 0.060 0.437 0.175 0.226

0.653 0.136 0.070 0.492 0.140 0.264

0.668 0.105 0.083 0.551 0.108 0.313

0.711 0.046 0.126 0.720 0.047 0.476

0.754 0.016 0.194 0.890 0.0164 0.732

0.711 0.003 0.222 0.957 0.0031 0.838

0.779 0.0003 0.237 0.988 0.000308 0.894

0.782 0 0.265 1 0 1



Relatif Rata-Rata



Sampel # 2 :

3320.0

535.0133.0535.01

535.0* −=

−−−

= www

SSS

81.0

@* wroro

Skk =

11.0

@* wrwrw

Skk =

Tabel 3


Sw kro krw S *w k *

ro k *rw

0.535 0.81 0 0 1 0

0.7442 0.081 0.0638 0.63 0.1 0.58

0.8139 0.0243 0.0858 0.84 0.03 0.78

0.8404 0.0016 - 0.92 0.002 -

0.8604 0.0002 - 0.98 0.0003 -

0.8670 0 0.11 1 0 1

Sampel # 3 :

3240.0

392.0284.0392.01

392.0* −=

−−−

= www

SSS

9.0

@* wroro

Skk =

17.0

@* wrwrw

Skk =



Relatif Rata-Rata



Tabel 4


Sw kro krw S *w k *

ro k *rw

0.392 0.9 0 0 1 0

0.4114 0.7560 0.0119 0.06 0.84 0.07

0.4633 0.4590 0.0408 0.22 0.51 0.24

0.6220 0.0270 0.1224 0.71 0.03 0.72

0.6577 0.0090 0.1377 0.82 0.01 0.81

0.7095 0.0003 - 0.98 0.0003 -

0.7160 0 0.17 1 0 1

Plot S *w vs k *

r untuk ketiga sampel tersebut pada satu kertas grafik Kartesian (Gambar 2).

Tentukan harga rata-rata titik-titik akhir (end points) :

485.03

392.0535.0528.0=

++=wcS

212.03

284.0133.0218.0=

++=orS

182.03

17.011.0265.0@ =++

=orrw Sk

894.03

90.081.0973.0@ =++

=wcro Sk

Baca harga S *w , k *

ro , k *rw dan hitung harga Sw, kro dan krw berdasarkan harga titik-titik akhir rata-

rata di atas (De-Normalisasi).



Relatif Rata-Rata



Tabel 5

Normalisasi Titik-Titik Akhir Rata-Rata dari Tiga Sampel

Sw kro krw S *w k *

ro k *rw

0 1 0 0.485 0.894 0

0.1 0.79 0.06 0.5153 0.7063 0.0109

0.2 0.57 0.12 0.5456 0.5096 0.0218

0.3 0.37 0.19 0.5759 0.3308 0.0346

0.4 0.23 0.28 0.6062 0.2056 0.0510

0.5 0.15 0.355 0.6365 0.1341 0.0646

0.6 0.1 0.45 0.6668 0.0894 0.0819

0.7 0.6 0.58 0.6971 0.0536 0.1056

0.8 0.03 0.73 0.7274 0.0268 0.1329

0.9 0.01 0.92 0.7577 0.0089 0.1674

1.0 0 1.0 0.7880 0 0.1820

dimana :

wcorwcww SSSSS +−−= )1(*

485.0)212.0485.01(* +−−= ww SS

485.0)3030.0(* += ww SS

)894.0()@( **rowcrororo kSkkk ==

)182.0()@( **rworrwrwrw kSkkk ==

Plot harga kr terhadap S hasil de-normalisasi di atas pada kertas kartesian (Gambar3).



Relatif Rata-Rata



6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Kurva Normalisasi (S* vs k *r ) Seluruh Sampel (Core)



Relatif Rata-Rata



Gambar 2. Normalisasi Kurva S* vs k *r Seluruh Sampel



Relatif Rata-Rata



Gambar 3. Kurva Sw vs kr, De-Normalisasi (rata-rata dari seluruh sampel)


JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Perhitungan Kurva Permeabilitas

Relatif Rata-Rata Menggunakan Tekanan Kapiler



PRAKIRAAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF RATA-RATA

MENGGUNAKAN TEKANAN KAPILER

1. TUJUAN

Menentukan kurva permeabilitas relatif dari data tekanan kapiler.


2.1. METODE

Dengan menggunakan metode Purcell dan metode Fatt-Dykstra.

2.2. PERSYARATAN

Diperlukan hubungan antara tekanan kapiler dan saturasi.

3. LANGKAH KERJA

3.1. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RELATIF DENGAN METODE PURCELL

1. Siapkan data tekanan kapiler terhadap saturasi.

2. Hitung permeabilitas relatif fluida pembasah (wetting phase fluid) dengan persamaan berikut :

∫

∫=

=

=

== 1

0

2

0

2

)/(

)/(

S

Sc

SS

Sc

rwt

PdS

PdSk

wt

(1)

3. Hitung permeabilitas relatif fluida bukan pembasah (non-wetting phase fluid) dengan

persamaan berikut :

∫

∫=

=

=

== 1

0

2

12

)/(

)/(

S

Sc

S

SSc

rnwt

PdS

PdSk wt (2)






3.2. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RELATIF DENGAN METODE FATT - DYKSTRA

1. Siapkan data tekanan kapiler terhadap saturasi.

2. Hitung permeabilitas relatif fluida pembasah (wetting phase fluid) dengan persamaan berikut :

∫

∫=

=

=

== 1

0

3

0

3

)/(

)/(

S

Sc

SS

Sc

rwt

PdS

PdSk

wt

(3)

3. Hitung permeabilitas relatif fluida bukan pembasah (non-wetting phase fluid) dengan

persamaan berikut :

∫

∫=

=

=

== 1

0

3

13

)/(

)/(

S

Sc

S

SSc

rnwt

PdS

PdSk wt (4)






4. DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J. W., Bass, D. M. dan Whiting, R. L. : :"Petroleum Reservoir Engineering - Physical

Properties", McGraw-Hill, Inc., USA, 1960.

2. Honarpour, M., Koederitz, L. dan Harvey, A. H. : "Relative Permeability of Petroleum

Reservoirs", CRC Pres, Inc., Boca Raton, Florida, 1986.






5. DAFTAR SIMBOL

krnwt = permeabilitas relatif non-wetting-phase fluid

krwt = permeabilitas relatif wetting-phase fluid


Swt = saturasi wetting-phase fluid


JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif

Tiga Fasa



PENENTUAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF TIGA FASA

1. TUJUAN

Tujuan dari bab ini adalah untuk memberikan metode perhitungan permeabilitas relatif tiga fasa

berdasarkan data permeabilitas relatif dua fasa air-minyak dan minyak-gas.

Kondisi fluida dalam tiga fasa (minyak, gas dan air) dalam reservoir bukanlah hal yang jarang terjadi

selama proses produksi sehingga pengetahuan akan permeabilitas relatif tiga fasa menjadi penting.

Pengukuran secara langsung permeabilitas relatif tiga fasa di laboratorium tidaklah mudah dan

memerlukan jumlah percobaan yang berlipat dibandingkan dengan mengukur permeabilitas relatif

dua fasa.

2. PERSYARATAN

− Metode yang digunakan adalah Normalized Stone’s Method I dan Normalized Stone’s Method II,

− Tersedia dua set data permeabilitas relatif air-minyak dan minyak-gas,

− Sistem adalah water-wet (akan tetapi dapat juga dipakai untuk oil-wet), minyak dianggap sebagai

intermediate wetting phase dan gas dianggap sebagai least wetting phase,

− Jika saturasi minyak berkurang, gunakan kurva imbibisi untuk air-minyak dan kurva drainage

untuk minyak-gas,

− Jika saturasi air berkurang, gunakan kurva drainage untuk air-minyak dan minyak-gas.

Langkah KerjaPerhitungan Porositas Rata-Rata

Perhitungan Permeabilitas Rata-Rata Perhitungan SatuRasi air Rata –Rata

Daftar Pustaka Daftar Simbol LampiranLatar Belakang Dan Rumus

Persamaan Persamaan Analitik RegresiContoh Soal



Tiga Fasa



# + $ TEKNIK RESERVOIR

JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-Rata

3. LANGKAH KERJA K

Prosedur perhitungan dilakukan menurut urutan seperti berikut ini :

1. Siapkan dua set kurva permeabilitas relatif dua fasa sistem air-minyak dan minyak-gas, yaitu :

− krw, krow terhadap Sw

− krg, krog terhadap Sg

2. Karena sistemnya water wet dan gas dianggap sebagai least wetting phase, maka permeabilitas

relatif tiga fasa untuk air dan gas adalah sebagai berikut :

)(),( wrwgwrw SkSSk = (1)

)(),( grggwrg SkSSk = (2)

3. Tentukan permeabilitas relatif minyak pada sistem tiga fasa :

Normalized Stone’s Method I :

)1)(1(),( **

*

gw

rogrowogwro SS

kkSSSk

−−= (3)

dimana :

omwc

omoo SS

SSS−−

−=

1* (4)

omwc

wcww SS

SSS−−

−=

1* (5)

#LANGKAHKERJA31 + 20 $ Langkah Kerja K Langkah-langkah



Tiga Fasa



omwc

gg SS

SS

−−=

1* (6)

orgorwom SSS )1( αα −+= (7)

orgwc

g

SSS−−

−=1

1α (8)

Normalized Stone’s Method II :

( )

+−

+

+= rgrwrg

rocw

rogrw

rocw

rowrocwgwro kkk

kk

kkkkSSk ),( (9)



Tiga Fasa



4. DAFTAR PUSTAKA

1. Stone, H. L. : "Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability," JPT (Feb.

1970) 214-218.

2. Fayers, F. J. dan Mathews, J. D. : "Evaluation of Normalized Stone’s Methods for Estimating

Three-Phase Relative Permeabilities," SPEJ (April 1984) 224-232.

3. Fayers, F. J. : "Extension of Stone’s Method I and Conditions for Real Characteristics in Three-

Phase Flow," SPE 16965; Proceeding of The 62nd Annual Technical Conference and Exhibition of

SPE, Dallas, TX, September 27-30, 1987.


JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Bidang-Bidang Batas

Minyak/Air dan Gas/Air



PENENTUAN BIDANG-BIDANG BATAS MINYAK/AIR DAN GAS/AIR

1. BIDANG BATAS DAN FREE WATER LEVEL

Batas antara zona minyak dan zona air atau zona gas dan zona air, masing-masing disebut sebagai

Water - Oil Contact (WOC) dan Gas - Water Contact (GWC), perlu diketahui dalam upaya

menghitung atau memperkirakan volume minyak atau gas mula-mula di tempat (Original Oil In Place

atau Original Gas In Place). Batas antara zona gas (gas cap) dan zona minyak disebut Gas-Oil

Contact (GOC). Penentuan atau perkiraan batas (contact) dimaksud dapat dilakukan dengan

menggunakan data atau kombinasi data yang ada berikut ini :

1. Data/hasil interpretasi logs (electric log, Neutron-Density log),

2. Data Repeat Formation Tester (RFT), yaitu data gradien tekanan statik pada masing-masing zona

tersebut di atas,

3. Data analisa fluida reservoir, terutama sifat-sifat fisik dan kimiawinya, dan

4. Data analisa batuan inti (Conventional dan Special Core Analysis).

Bilamana semua data tersebut ada, maka penentuan WOC atau GWC harus terintegrasi. Pada situasi

tertentu mungkin saja hanya sebagian data yang tersedia dan ini harus dimanfaatkan semaksimal

mungkin. Perlu dicatat bahwa bila ada data RFT, maka perpotongan garis gradien tekanan minyak

atau gas dengan garis gradien tekanan air merupakan posisi atau kedalaman Free Water Level (FWL),

bukan WOC atau GWC, kecuali threshold Pressure-nya PCT = 0. Bila harga PCT ≠ 0 (dari data

capillary pressure), maka WOC atau GWC berada di atas FWL sejauh :

oilwater

CTPh

ρρ −=

144 atau

gaswater

CTPh

ρρ −=

144

Semua parameter dalam kondisi reservoir dan h, PCT dan ρ masing-masing dalam satuan feet, psi dan

lb/cuft.






2. METODE ADCAP

Ada situasi tertentu saat mana WOC atau GWC tidak atau belum tertembus oleh satu atau lebih sumur

yang sudah dibor. Bila pada situasi ini WOC atau GWC harus diperkirakan, maka ada cara estimasi

(metode Adcap) memperkirakan posisi FWL di bawah �base sand� (terutama untuk reservoir yang

relatif homogen) sebagai berikut :

1. Data yang diperlukan : permeabilitas absolut (kgas), porositas (φ), saturasi air (Sw) vs Depth dan Pc

vs Sw.

2. Tentukan displacement pressure (Pd) :

( )φ3406.0

8.937k

Pd =

dimana Pd dalam satuan psi, k dalam millidarcy dan φ dalam fraksi.

3. Hitung faktor geometri pori-pori (Fg) :

303.2

21.5ln21254.0

=φ

k

Fg

4. Hitung Pc untuk harga Sw di (dekat) �base sand� :

( ) dw

gc P

SF

P log1ln

log +−

−=

5. Prakiraan FWL dari �base sand� ke bawah sejauh hFWL (dalam satuan feet) :

oilwater

cFWL

Ph

ρρ −=

144

atau untuk reservoir gas :

cFWL Ph 37.0=

6. Bila ada data tekanan kapiler, maka posisi WOC atau GWC di bawah �base sand� adalah :

oilwater

CTFWLWOC

Phh

ρρ −−=

144 atau

gaswater

CTFWLGWC

Phh

ρρ −−=

144

Hasil estimasi di atas perlu dicek terhadap kedalaman �spill point�-nya, konsultasikan dengan

geologist Anda apakah posisi kedalaman WOC melebihi �spill point�-nya atau tidak. Juga, cek tebal






kolom hidrokarbon (minyak dan/atau gas) hHC dan ini perlu data tekanan kapiler dari �cap rock� atau

�seal� :

( )HCwater

dRdSHC

PPh

ρρ −−

≤433.0

dimana :

PdS = displacement pressure dari �seal�, psi

PdR = displacement pressure dari reservoir, psi

ρwater = densitas air formasi, gr/cc

ρHC = densitas minyak atau gas, gr/cc

hHC = tebal kolom minyak atau gas dalam reservoir, feet






3. DAFTAR PUSTAKA

1. Hawkins, J. M., Luffel, D. L. dan Harris, T. G. : "Capillary Pressure Model Predicts Distance to

Gas/Water, Oil/Water Contact", Oil and Gas Journal, January 18, 1993, page 39-43.

1 jenis analisa batuan inti

Documents