bab 6 permeabilitas relatif
DESCRIPTION
untuk pemahaman sajaTRANSCRIPT
BAB VIPERMEABILITAS RELATIF
Permeabilitas relatif mempunyai hubungan dengan kuantitas fasa fluida
yang bersangkutan di pori-pori batuan yang diwakili oleh saturasi. Saturasi tersebut
mempunyai definisi sebagai berikut:
Saturasi Minyak:
(6.1)
Saturasi Gas:
(6.2)
Saturasi Air:
(6.3)
Hubungan antara masing-masing saturasi tersebut adalah:
So + Sg + Sw = 1 (6.4)
Persamaan (6.4) sangat fundamental yang di dalamnya tersirat asumsi
bahwa ketiga fasa (minyak, gas, dan air) mengisi pori-pori batuan secara penuh.
Apabila ada padatan yang ikut mengisi pori-pori batuan seperti halnya pasir maka
persamaan di atas tidak berlaku.
Definisi Permeabilitas relatif merupakan rasio antara permeabilitas efektif terhadap
permeabilitas base yang dapat diperoleh dari percobaan laboratorium atau dari
korelasi yang cukup terkenal di industri. Permeabilitas efektif merupakan fungsi
dari:
1. Distribusi ukuran pori,
2. Kebasahan,
3. Saturasi,
4. Saturation history,
Saturasi history terdiri dari:
1. Drainage yaitu suatu keadaan dimana fase yang membasahi berkurang,
contoh solution gas drive dan gravity drainage.
BAB V VI-1
VI-2
2. Imbibisi yaitu suatu keadaan dimana fase yang membasahi bertambah,
contoh water flooding dan water influx.
Permeabilitas base terdiri dari:
1. Permeabilitas absolut,
2. Permeabilitas udara kering pada tekanan 1 atm,
3. Permeabilitas effektif pada saturasi air irreducible (Siw),
Permeabilitas absolut merupakan fungsi dari distribusi ukuran pori.
Konsep Dasar Tentang Distribusi Fluida dalam Batuan Berpori dan Pengaruhnya terhadap Kurva Permeabilitas Relatif
Ada tiga konsep:
1. Struktur berpori terbentuk dari susunan berbagai ukuran dan bentuk dari
pori-pori batuan yang berhubungan. Setiap pori mempunyai ukuran, bentuk,
dan karakteristik tertentu.
2. Distribusi fluida di dalam struktur berpori untuk proses drainage adalah
sebagai berikut:
Minyak akan menempati ukuran pori terbesar. Jadi, saturasi dan kebasahan
menentukan ukuran pori dimana fasa membasahi dan tidak membasahi
berada. Hal ini ditunjukkan pada Gambar 6.1.
3. Permeabilitas absolut sebanding dengan luas penampang pori-pori dan
berbanding terbalik dengan panjang alir aliran rata-rata. Apabila non wetting
phase yang telah masuk ke dalam struktur pori yang mempunyai ukuran
terbesar, maka luas penampang pori akan bertambah kecil dan panjang alur
alir rata-rata menjadi lebih panjang sehingga permeabilitas relatif air
berkurang dan menjadi nol pada pori yang terisi minyak. Bentuk kurva
permeabilitas relatif dikarenakan dengan parameter tersebut, yaitu
turuntajam pada saat awal lalu secara asimbolik turun menjadi nol. Untuk
kurva tiga fasa dapat dilihat pada Gambar 6.2.
Jadi dari beberapa hal di atas dapat ditarik kesimpulan antara lain:
1. Krw hanya tergantung pada (Sw-Siw),
2. Krg hanya tergantung pada Sg,
3. Kro tergantung pada So dan kisaran ukuran pori.
Hubungan antara saturasi dengan permeabilitas relatif dijelaskan oleh
Gambar 6.3. Pada gambar tersebut terlihat bahwa masing-masing fasa mempunyai
BAB VI
VI-3
karakteristik tersendiri yang ditunjukkan dengan kelengkungan kurva yang berbeda.
Juga, hal tersebut dipengaruhi oleh kebasahan (wettability) batuan basah minyak
atau digolongkan basah air.
Distribusi ukuran pori oleh Standing dikelompokkan dengan harga indeks ()
seperti di bawah ini.
1. Selang yang sangat besar dengan harga indeks = 0.5
2. Selang yang besar dengan harga indeks = 2
3. Selang yang cukup besar dengan harga indeks = 4
4. Seragam dengan harga indeks = tak hingga.
Contoh: Harga 0.8 – 1.5 mewakili harga rata-rata dari sandstone.
Harga dapat ditentukan dari kurva tekanan kapiler drainage atau dari kurva
Fungsi J. Brooks dan Corey berdasarkan data eksperimen mengusulkan persamaan
berikut:
(6.5)
dimana:
Pe = tekanan kapiler “entry”
Sw* = saturasi fasa membasahi efektif = (Sw – Siw)/(1 – Siw)
Siw = saturasi fasa membasahi irreducible
Persamaan (6.5) dapat pula dituliskan sebagai :
(6.6)
Jadi kemiringan daripada plot skala log-log Sw* terhadap Fungsi J adalah
harga 1/. Mengenai Kebasahan, Saturasi, dan Sejarah Saturasi telah dibahas
dimuka. Berikut ini dibahas korelasi permeabilitas relatif yang dikembangkan oleh
Standing.
1. Permeabilitas Relatif Drainage Dua Fasa
Burdine mengenalkan konsep permeabilitas yang dinormalisasikan untuk
sejarah saturasi drainage sebagai berikut:
Untuk fasa membasahi,
(6.7)
BAB VI
VI-4
Untuk fasa tidak membasahi,
(6.8)
Gambar 6.4 menggambarkan secara skematis daerah yang merupakan hasil
integral dalam persamaan di atas.
Apabila indeks distribusi pori diketahui maka persamaan yang dapat digunakan
adalah:
Untuk fasa membasahi:
(6.9)
Untuk fasa tidak membasahi:
(6.10)
di mana:
Sm tidak mempunyai pengertian fisik, hanya untuk mengontrol bentuk dan posisi
kurva.
Nilai Kro dapat ditentukan dengan persamaan yang diperoleh dari 35 sampel
yang diplot antara data kro terhadap Siw yang berlaku untuk nilai 0.12< Siw <0.5.
(6.11)
Harga kro dihubungkan dengan Siw dikarenakan oleh beberapa hal antara
lain:
1. Siw mengurangi luas penampang aliran,
2. Siw menambah panjang alir aliran,
BAB VI
VI-5
3. Hubungan Siw vs kro harus mencerminkan distribusi ukuran pori.
Contoh Perhitungan 5.1 Perhitungan Kurva Permeabilitas Relatif dari Data
Tekanan Kapiler.
Data : Plot Sw vs Fungsi J seperti contoh perhitungan 4.3
Siw = 0.21, Swc = 0.296, kabs =816 mD
Perhitungan, diketahui:
Dari persamaan (6.11) :
Jadi,
Sw Sw* J
1.0 1.00 0.53
0.9 0.87 0.64
0.8 0.75 0.79
0.7 0.62 1.00
0.6 0.49 1.50
0.5 0.37 1.96
0.4 0.24 3.35
0.3 0.11 8.50
Plot Sw* vs Fungsi J dalam skala log-log seperti ditunjukkan oleh Gambar 6.5
mempunyai kemiringan 1.3, jadi = 1/1.3 = 0.77.
Anggap Sm = 1
Kemudian, kro dan krw dihitung dengan persamaan (6.9), (6.10), dan (6.11):
, dimana:
BAB VI
VI-6
= 0.808
Sw* Sw Krw Kro
1 1 0.000 1.000 1.000 0.000
0.87 0.9 0.127 0.659 0.498 0.004
0.75 0.8 0.253 0.422 0.237 0.030
0.62 0.7 0.380 0.238 0.092 0.089
0.49 0.6 0.506 0.118 0.028 0.183
0.37 0.5 0.633 0.051 0.007 0.307
0.24 0.4 0.759 0.014 0.001 0.460
0.11 0.3 0.886 0.001 0.000 0.634
Gambar 6.6 menunjukkan plot hasil perhitungan di atas
2. Permeabilitas Relatif Drainage Tiga Fasa
Pada kondisi ini non wetting phase mengisi pori-pori terbesar, sehingga
apabila kondisi tiga komponen di dalam lapisan maka air merupakan fasa yang
paling membasahi batuan, minyak intermediete, sedangkan gas merupakan fasa
yang tidak membasahi batuan. Sehingga dalam paper yang dibuat oleh Corey,
Rathgans, Henderson & Wyllie yang mennggunakan percobaan dalam dua skenario
ada beberapa hal antara lain:
Set 1: Core tersaturasi dengan CaCl2 brine kemudian didesak minyak dan didesak
oleh gas yang membuktikan bahwa non wetting phase adalah fasa yang
mempunyai kecenderungan mengisi pori-pori terbesar dalam zona tiga fasa.
BAB VI
VI-7
Set 2: Hal di atas dilakukan dengan metode yang sama tetapi core tidak
disaturasikan dengan CaCl2 brine terlebih dahulu. Hasil yang diperlihatkan
menunjukkan gejala yang sama.
Persamaan (6.12) sampai dengan (6.13) di bawah ini dapat digunakan untuk
memperkirakan permeabilitas fasa air, fasa minyak, dan fasa gas dengan data
tekanan kapiler.
Untuk fasa air:
(6.12)
Untuk fasa minyak:
(6.13)
Untuk fasa gas:
dimana,
(6.15)
(6.16)
BAB VI
2*w
2*L
2*o
or
2
iw
iww
2
iw
iwwo2
iw
oor
odrro
SSSk
S1SS
S1SSS
S1S
k
kk
]k
(6.14)
VI-8
Sedangkan persamaan (6.17) sampai dengan (6.19) digunakan apabila indeks
distribusi pori diketahui:
Untuk fasa air:
(6.17)
Untuk fasa minyak:
Untuk fasa gas:
Prosedur perhitungan krw, kro, dan krg apabila diketahui tekanan kapiler
adalah sebagai berikut:
1. Persiapkan dalam tabel Sw terhadap Fungsi J.
2. Hitung SL* = Sw* = (Sw –Siw)/(1 – Siw) untuk masing-masing Sw.
3. Hitung 1/J2 untuk masing-masing Sw.
4. Plot SL* terhadap 1/J2.
5. Hitung luas untuk interval tertentu dari SL*= 0 sampai dengan 1.
BAB VI
2*w
2*L
2*o
or
2
iw
iww
2
iw
iwwo2
iw
oor
odrro
SSSk
S1SS
S1SSS
S1S
k
kk
]k
(6.18)
2*g
2
iwm
mgor
2
iw
iwwo2
iwm
mgor
gdrrg
S11SS
1SSk
S1SSS
1SS
1SSk
kk
]k
(6.19)
VI-9
6. Hitung krw dengan persamaan (5-13).
7. Ulangi langkah 2 – 6 untuk fasa minyak.
8. Hitung kro dengan persamaan (5-14).
9. Ulangi langkah 2 – 6 untuk fasa gas.
10. Hitung krg dengan persamaan (5-15).
Contoh Perhitungan 5.2 Perhitungan krw, kro, dan krg apabila diketahui tekanan kapiler.
Dari Reservoir Weber, Lapangan Rangely, Colorado, diketahui Fungsi J vs
Sw seperti ditunjukkan oleh Gambar 4.13. Data lain : Siw = 0.3, Sw = 0.44, serta Sm =
1.0. Tentukan krw, kro, dan krg.
Mengikuti prosedur perhitungan di atas diperoleh :
Langkah 1 – 3 menghasilkan:
Sw J SL*=Sw* 1/J2
0.35 0.78 0.07 1.64
0.4 0.64 0.14 2.44
0.5 0.48 0.29 4.34
0.6 0.35 0.43 8.16
0.7 0.28 0.57 12.76
0.8 0.23 0.71 18.90
0.9 0.18 0.86 30.86
1.0 0.15 1.00 44.44
Gambar 6.7 menunjukkan plot hasil perhitungan di atas.
Langkah 4 dan 5 menghasilkan:
SL* Area Kumulatif Area
0.0 - 0.1 0.088 0.088
0.1 - 0.2 0.257 0.345
0.2 - 0.3 0.412 0.757
0.3 - 0.4 0.613 1.370
0.4 - 0.5 0.882 2.252
0.5 - 0.6 1.202 3.454
0.6 - 0.7 1.600 5.054
0.7 - 0.8 2.098 7.152
BAB VI
VI-10
0.8 - 0.9 2.820 9.972
0.9 - 1.0 3.820 13.792
Langkah 6:
Pada saat Sw = 0.44
dimana:
SL* = 0,5
So* = SL* - Sw* = 0,5 – 0,2 = 0,3
Jadi,
BAB VI
VI-11
Sedangkan prosedur perhitungan krw, kro, dan krg apabila diketahui indeks
distribusi pori adalah langsung dimasukkan data yang ada ke dalam persamaan
(6.17) sampai dengan (6.19).
Contoh Perhitungan 5.3 Perhitungan kro dan krg drainage apabila diketahui indeks distribusi pori.Diketahui indeks distribusi pori = 1.15, Sm = 1.0, Siw = 0.3, Sw = 0.44.
Dengan persamaan (6.30) sampai dengan (6.32) diperoleh:
Sg Sg* So* SL* kro krg
0 0 0.8 1 0.393913 0
0.07 0.1 0.7 0.9 0.225063 0.001562
0.14 0.2 0.6 0.8 0.119010 0.011396
0.21 0.3 0.5 0.7 0.056754 0.034963
0.28 0.4 0.4 0.6 0.023398 0.075080
0.35 0.5 0.3 0.5 0.007722 0.132423
0.42 0.6 0.2 0.4 0.001725 0.206050
0.49 0.7 0.1 0.3 0.000155 0.293986
0.56 0.8 0 0.2 0 0.393866
Gambar 6.8 menunjukkan hasil perhitungan di atas.
3. Permeabilitas Relatif Imbibisi Dua FasaPermeabilitas relatif imbibisi diterapkan apabila fasa membasahi adalah
bertambah besarnya. Nilai permeabilitas relatif imbibisi lebih kecil daripada
permeabilitas relatif drainage. Penggunaan paling penting adalah pada injeksi air di
mana air mendesak minyak (fasa yang tidak membasahi). Hal yang sama juga
dapat terjadi pada perhitungan mengenai water influx dari aquifer ke reservoir gas.
Perbedaan permeabilitas relatif drainage dengan imbibisi secara skematis
ditunjukkan oleh Gambar 6.9. Untuk fasa tidak membasahi, permeabilitas relatif
dihitung dengan persamaan (6.20):
(6.20)
BAB VI
VI-12
di mana :
(6.21)
(6.22)
(6.23)
di mana C adalah konstanta “trapping”.
Sedangkan untuk fasa penjebakan membasahi, menggunakan persamaan
(6.24) sebagai berikut :
(6.24)
Contoh Perhitungan 5.4 Perhitungan kro dan krg imbibisi dari Formasi Viking, Reservoir Kinsella dengan data sebagai berikut:
Siw = 0.36, Sw = 0.5, Sm = 1.0, C = 1.5.
Jawaban:
Sw Sw* J
0.4 0.06 1
0.5 0.22 0.65
0.6 0.38 0.52
0.7 0.53 0.44
0.8 0.69 0.37
0.9 0.84 0.35
01 1 0.32
dimana, Gambar 6.10 menunjukkan plot Sw* terhadap Fungsi J
dengan kemiringan, sehinggan indeks distribusi pori adalah 2.1.
Kemudian, hitung:
Kro = 0.51
Soi = 1 – Siw = 0.5
Soi* = 0.5/(1 – 0.36) = 0.781
Sor* = Soi*/(C Soi*+1) = 0.781/(1.5 x 0.781 + 1) =0.36
BAB VI
VI-13
Jadi dengan persamaan (6.33) sampai dengan (6.37) diperoleh:
So So* kro krw
0.50 0.781 0.2950 0.0025
0.45 0.703 0.2100 0.0082
0.40 0.625 0.1360 0.0207
0.35 0.547 0.0750 0.0437
0.30 0.469 0.0300 0.0819
0.25 0.391 0.0040 0.1408
0.23 0.360 0.0000 0.1714
Gambar 6.11 menunjukkan plot hasil perhitungan di atas.
HUBUNGAN PERMEABILITAS MINYAK DAN GASPersamaan permeabilitas relatif dapat diekspresikan sebagai berikut:
dimana,
Plot 1/Pc2 terhadap So menunjukkan trend linear seperti Gambar 6.12
sehingga,
BAB VI
VI-14
Dari percobaan yang dilakukan oleh A.T. Corey, diperoleh persamaan
permeabilitas relatif sebagai berikut:
Dari beberapa hal di atas kita dapat menyimpulkan hubungan permeabilitas
relatif minyak dan gas sebagai berikut:
Hasil perhitungan permeabilitas relatif minyak gas untuk batuan pasir
terkonsolidasi maupun kurang terkonsolidasi memperlihatkan kecocokan dengan
data di lapangan (Gambar 6.13 dan 6.14). Namun hubungan ini kurang baik apabila
digunakan untuk batuan pasir yang mengandung dolomite (Gambar 6.15), batuan
pasir dengan stratifikasi (Gambar 6.16), ataupun batuan pasir pada region dengan
saturasi gas yang kecil (Gambar 6.17).
PERMEABILITAS RELATIF TIGA FASAPermeabilitas Relatif Tiga Fasa
1. Adalah yang sering terjadi,
2. Digunakan ternary (triangular) diagram (Gambar 6.18),
BAB VI
VI-15
Permeabilitas Relatif Minyak dalam Sistem Tiga FasaGambar 6.19 menunjukkan contoh permeabilitas relatif minyak dalam sistem
tiga fasa.
Ketergantungan permeabilitas relatif minyak pada saturasi fasa yang lain
adalah sebagai berikut:
1. Fasa minyak mempunyai kecenderungan yang lebih besar daripada gas
untuk membasahi batuan,
2. Interfacial tension antara air dan minyak adalah lebih kecil daripada antara
air dan gas,
3. Minyak menepati bagian pori-pori didekat air,
4. Pada saturasi air yang rendah, minyak menempati pori-pori yang lebih
kecil,
5. Fasa gas akan melewati fasa minyak pada kondisi saturasi gas yang tinggi,
Permeabilitas Relatif Air dalam Sistem Tiga FasaGambar 6.20 menunjukkan contoh permeabilitas relatif air dalam sistem tiga fasa.
Garis lurus mengindikasikan permeabilitas relatif air adalah hanya merupakan
fungsi saturasi air saja, krw = f(Sw). Dengan demikian, krw dapat di plot pada
koordinat kartesian terhadap Sw (Gambar 6.21).
Permeabilitas Relatif Gas dalam Sistem Tiga Fasa.Gambar 6.22 memperlihatkan sistem tersebut. Kurva pada gambar tersebut
menunjukkan bahwa krg adalah fungsi saturasi daripada fasa-fasa lain yang ada,
a. Fasa-fasa yang lain yaitu minyak dan air menempati ruang-ruang pori yang
lebih kecil dan membasahi permukaan batuan,
b. krg seharusnya hanya terghantung pada total saturasi daripada kedua fasa
yang lain (i.e. 1-Sg) dan tidak tergantung pada komposisi masing-masing
fasa,
c. krg dapat diplot pada koordinat kartesian terhadap So + Sw seperti ditunjukkan
Gambar 6.23 memperlihatkan sistem tiga fasa,
Resume pada sistem tiga fasa dalam batuan yang terbasahi air:
a. Air
1. Terletak pada ruang-ruang pori yang lebih kecil dan butiran pasir yang
panjang,
2. krw adalah hanya merupakan fungsi Sw
BAB VI
VI-16
3. Plot krw terhadap Sw pada koordinat rektangular,
b. Gas
1. Terletak pada pusat pori-pori yang lebih besar,
2. krg adalah hanya fungsi Sg,
3. Plot terhadap Sg (atau So + Sw) pada koordinat rektangular,
c. Minyak
1. Terletak pada di antara air dan gas di dalam pori-pori,
2. kro adalah hanya fungsi So, Sw, dan Sg,
3. kro terhadap So, Sw, Sg, didalam koordinat diagram ternary,
4. Jika Sw dapat dianggap konstan (minimum interstitial), maka kro dapat diplot
terhadap So dalam koordinat rektangular (Gambar 6.24),
5. Terletak di antara air dan gas di dalam pori-pori,
6. kro adalah hanya fungsi So, Sw, dan Sg,
7. kro terhadap So, Sw, dan Sg, di dalam koordinat diagram ternary,
8. Jika Sw dapat dianggap (minimum intersisial), maka kro dapat diplot
terhadap So dalam koordinat rektangular (Gambar 6.24),
Aliran di dalam Sistem Tiga FasaDaerah aliran tiga fasa di dalam reservoir tiga fasa berkisar antara 20% gas,
30% minyak, dan 50% air (Gambar 6.25).
Permeability Ratio Definisi
1. Ketika permeabilitas efektif air berharga nol (pada kondisi saturasi air
minimum), pada umumnya perbandingan permeabilitas dinyatakan sebagai
kemampuan batuan untuk mengalirkan gas dan minyak.
permeability ratio
Contoh kurva untuk batuan basah air untuk keadaaan ini dapat dilihat pada
Gambar 6.26
BAB VI
VI-17
2. Ketika permeabilitas efektif gas berharga nol (pada kondisi saturasi gas
kritis atau tidak terdapat gas), pada umumnya perbandingan permeabilitas
dinyatakan sebagai kemampuan batuan untuk mengalirkan air dan minyak.
permeability ratio
Contoh kurva untuk batuan basah air untuk keadaaan ini dapat dilihat pada
Gambar 6.27
Gambar 6.1 Pengaruh Ukuran Pori pada Dua Fasa
Gambar 6.2 Pengaruh Ukuran Pori pada Tiga Fasa
BAB VI
%
Ukuran pori-pori
Water
Oil
Oil Gas
%
Ukuran pori-pori1
0
100 0
100
kr
Swp,%
Snwp,%
Wetting Phase
NonWetting Phase
Minimum Intersisial
VI-18
Gambar 6.3 Hubungan Saturasi terhadap Permeabilitas Relatif
Gambar 6.4 Diagram Harga Integral untuk Persamaan 5.20 (atas) dan 5.21
BAB VI
Pc
Sw0 1
SiwSw
Sw*0 1
Sw*
(1/Pc)2 *w
S
0
2c dS)P/1(
*w
Sw*0 1
*w
1
0
2c dS)P/1((1/Pc)2
Pc
Sw0 1
SiwSw
Sw*0 1
Sw*
(1/Pc)2 *w
0
S
2c dS)P/1(
*w
Sw*0a
1
*w
1
0
2c dS)P/1((1/Pc)2
VI-19
Gambar 6.5 Contoh Perhitungan 5-1
Gambar 6.6 Contoh Perhitungan 5-1
Gambar 6.7 Contoh Perhitungan 6-7
BAB VI
VI-20
Gambar 6.8 Contoh Perhitungan 6-3
Gambar 6.9 Perbedaan Permeabilitas Relatif Drainage dan Imbibisi
Gambar 6.10 Contoh Perhitungan 6-4
BAB VI
VI-21
Gambar 6.11 Contoh Perhitungan 6-4
Gambar 6.12 Plot tipikal dari (1/Pc2 vs So)
BAB VI
VI-22
Gambar 6.13 Permeabilitas relatif pada batuan pasir terkonsolidasimenunjukkan kecocokan dengan hasil perhitungan
Gambar 6.14 Permeabilitas relatif pada batuan pasir kurang terkonsolidasimenunjukkan kecocokan dengan hasil perhitungan
BAB VI
VI-23
Gambar 6.15 Permeabilitas relatif pada batuan pasir yang mengandung dolomite menunjukkan penyimpangan dengan hasil perhitungan
Gambar 6.16 Permeabilitas relatif pada batuan pasir kurang terkonsolidasi dengan stratifikasi menunjukkan penyimpangan dengan hasil perhitungan
BAB VI
VI-24
Gambar 6.17 Permeabilitas relatif pada batuan pasir terkonsolidasi menunjukkan penyimpangan dengan hasil perhitungan pada region dengan saturasi gas yang
kecil
BAB VI
100 % Water 100 % Oil
100 % Gas
Gambar 6.18 Ternary Diagram 3 Fasa
100 % Water 100 % Oil
100 % Gas
0
20 %
80 %
kro
10 %
Gambar 6.13 Permeabilitas Relatif Minyak dalam Sistem 3 Fasa
100 % Water 100 % Oil
0
20 %
80 %
kro
10 %
Gambar 6.19 Permeabilitas Relatif Minyak dalam Sistem 3 Fasa
VI-25
BAB VI
100 % water 100 % Oil
100 % Gas
0
20 %
40 %60 %
80 %
krw
10 %
Gambar 6.20 Permeabilitas Relatif Air dalam Sistem 3 Fasa
100 % water 100 % Oil
100 % Gas
Krw 40 %
20 %
5 %
Gambar 6.21 Krw sebagai Fungsi dari Saturasi
100 % Water 100 % Oil
100 % Gas
20 %
40 %
60 %
80 %
Gambar 6.22 Permeabilitas Relatif Gas dalam Sistem 3 Fasa
VI-26
BAB VI
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
0 20
So + Sw
60 80 100
Krg
40
Gambar 6.23 Plot Krg dalam Koordinat Kartesian terhadap So + Sw
1.0
0
0
Krg
100
Minimum Interstitial Water Saturation
So, %
Gambar 6.24 Permeabilitas Relatif Minyak terhadap So pada Koordinat Kartesian
VI-27
BAB VI
5% water
100 % water 100 % oil
100 % gas
30% oil
Gambar 6.25 Kisaran daerah Tiga Fasa
20% gas
50% water
Gambar 6.26 Kurva Wyllie dimana Permeabilitas Objektif Air sama dengan Nol untuk Batuan Basah Air (Water-wet): Sandstone, Oolitic Limestone, atau Vugular
10.0000
1.000
100
10
1
0.1
0.01
0.0010 2
040
60
80
100
Swi
SL
0.1 0.2 0.30.4
0.5
Krg
/Kro
VI-28
BAB VI
10.000
1.000
100
10
1
0.1
0.01
0.001
0 20
40
60
80
100
Swi
Sw
Gambar 6.27 Kurva Wyllie dimana Permeabilitas Relatif Efektif Gas adalah Nol untuk Batuan Basah Air: Cemented Sandstone, Oolite Limestones, Vugular
0.050.150.25
0.350.45
Kro
/Krw
VI-29
BAB VI