bab iii dasar teori logging

115
BAB III DASAR TEORI LOGGING 3.1. Dasar dari Analisa Well Logging Metode logging pada dasarnya suatu operasi yang dilakukan untuk mendapatkan sifat-sifat fisik batuan reservoir sebagai fungsi kedalaman lubang bor yang dinyatakan dalam bentuk grafik. Operasi ini menggunakan suatu instrument khusus (sonde) yang diturunkan ke dalam lubang bor menggunakan kabel (wireline) pada saat lubang bor terisi fluida pemboran. Tujuan utama kegiatan well logging antara lain : 1. Menentukan formasi yang mengandung hidrokarbon (reservoir). 2. Menentukan ketebalan lapisan produktif. 3. Menentukan jenis lithologi formasi (sandstone, limestone, shale). 4. Menentukan geometri dan kontinuitas reservoir (A) melalui korelasi batuan antar sumur. 5. Menentukan jumlah minyak mula-mula ditempat (OOIP) dan produktivitas sumur. 6. Menentukan sifat fisik batuan reservoir (Ø dan Sw). Dimana profil zona invasi yang ideal dapat dilihat pada Gambar 3.1. Oleh karena itu, log dari sumur pemboran mempunyai peranan yang sangat penting untuk pencarian

Upload: bayu-w-kuncoro

Post on 07-Nov-2015

103 views

Category:

Documents


13 download

DESCRIPTION

logging sumur

TRANSCRIPT

BAB III

DASAR TEORI LOGGING

3.1. Dasar dari Analisa Well Logging

Metode logging pada dasarnya suatu operasi yang dilakukan untuk mendapatkan sifat-sifat fisik batuan reservoir sebagai fungsi kedalaman lubang bor yang dinyatakan dalam bentuk grafik. Operasi ini menggunakan suatu instrument khusus (sonde) yang diturunkan ke dalam lubang bor menggunakan kabel (wireline) pada saat lubang bor terisi fluida pemboran.

Tujuan utama kegiatan well logging antara lain :

1. Menentukan formasi yang mengandung hidrokarbon (reservoir).

2. Menentukan ketebalan lapisan produktif.

3. Menentukan jenis lithologi formasi (sandstone, limestone, shale).

4. Menentukan geometri dan kontinuitas reservoir (A) melalui korelasi batuan antar sumur.

5. Menentukan jumlah minyak mula-mula ditempat (OOIP) dan produktivitas sumur.

6. Menentukan sifat fisik batuan reservoir ( dan Sw).

Dimana profil zona invasi yang ideal dapat dilihat pada Gambar 3.1. Oleh karena itu, log dari sumur pemboran mempunyai peranan yang sangat penting untuk pencarian hidrokarbon dan sekaligus untuk mengetahui sejauh mana penyebarannya dengan melakukan suatu interpretasi dari analisa log baik secara kualitatif maupun secara kuantitatif. Dengan demikian nantinya diharapkan kesimpulan hasil interpretasi tidak akan menyimpang jauh dari kondisi yang sebenarnya.

Gambar 3.1.

Profil Zona Invasi yang Ideal7)

Adapun persamaan (rumus) dasar yang perlu diketahui dalam pengukuran logging yaitu dengan menggunakan persamaan Archie. Persamaan Archie memegang peranan penting, hal tersebut dapat dilihat dengan adanya resistivitas air (Rw) yang didapat dari Lithologi Tools, resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100 % (Rt) dari Resistivity Tools dan porositas () dari Porosity Tools . Penggabungan dari harga masing-masing logging menghasilkan persamaan Archie dengan tujuan mendapatkan harga saturasi air.

Resistivitas Batuan yang Dijenuhi Air 100 %

Ro, resistivitas batuan yang dijenuhi air 100 % dan nilainya lebih besar dari Rw.

Ro = F . Rw(3-1)

Dimana :

Ro = Resistivitas batuan yang dijenuhi Air 100% (ohm-m).

Rw = Resistivitas air (ohm-m).

F = Faktor formasi.

Faktor Formasi

Faktor formasi adalah perbandingan resistivitas batuan yang dijenuhi air 100 % (Ro) dengan resistivitas air (Rw).

F=

F= .(3-2)

Dimana :

F= Faktor formasi.

a= Konstanta batuan yang dipengaruhi oleh tortuosity.

pada sandstone = 0.81 dan limestone = 1

= Porositas batuan (%).

m= Faktor sementasi.

Gambar 3.2. merupakan grafik antara faktor formasi (F) dan porositas () dengan menganggap a = 1. Grafik ini membentuk garis lurus (straight line) sehingga didapatkan harga faktor sementasi (m) dengan menghitung sudut yang timbul karena perpotongan garis antara F vs .

Gambar 3.2.

Grafik Faktor Formasi vs Porositas2)

Tabel III-1

Nilai Faktor Sementasi (m)

Jenis Batuanm

Highly cemented (limestone, dolomite, quartzite)2.0 2.2

Moderately cemented (consolidated sand)1.8 2.0

Slightly cemented (friable, crumbly sands)1.4 1.7

Unconsolidated sands1.3

Resistivitas Batuan yang Dijenuhi Air Kurang Dari 100 %

Rt, atau resistivitas sebenarnya. Nilai Rt lebih tinggi dari Ro.

Rt = I . Ro(3-3)

Dimana :

Rt= Resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100% (ohm-m).

Ro= Resistivitas batuan yang dijenuhi air 100% (ohm-m).

I= Resistivitas Indeks.

Resistivity Index (I)

Resistivity Index (I) adalah perbandingan resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100% (Rt) dengan resistivitas batuan yang dijenuhi air 100% (Ro).

I=

I= ..(3-4)

Dimana :

I = Resistivitas Indeks.

Sw = Saturasi air.

n = Eksponent saturasi.

Saturasi Air (Sw)

Setelah Ro dan Rt diketahui, Archie kemudian membuat rumus dasar logging dengan menghubungkan keempat eksponent tersebut (Ro, Rt, F, I) untuk mendapatkan harga dari Saturasi air (Sw), yaitu :

Sehingga Rumus Dasar Archie untuk Logging :

Swn =

Sw= Sw =

Sw = (3-5)

Parameter m, n, dan a diperoleh dari uji laboratorium terhadap batuan reservoir, dimana harga m berkisar antara 1.3 2.2 dapat dilihat pada Gambar 3.2. Harga n berkisar antara 2.31 2.40 dan nilai a untuk sandstone = 0.81 dan limestone = 1. Setelah dilakukan uji di laboratorium maka harga dari m = n = 2 dan a = 1, oleh karena itu Rumus Dasar Archie pada persamaan (3-5) berubah menjadi :

Sw = a / ...(3-6)

Berdasarkan Rumus Dasar Archie pada persamaan (3-5), untuk menentukan resistivitas air (Rw), resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100% (Rt), dan porositas () dilakukan pengukuran dengan alat logging antara lain :

Resistivitas air (Rw) didapat dari Lithologi Tools yaitu SP Log.

Resistivitas batuan yang dijenuhi air kurang dari 100% (Rt) didapat dari Resistivity Tool seperti Induction Log, Laterolog.

Porositas () didapat dari Porosity Tool seperti Density Log, Neutron Log, Sonic Log.

Karena berbagai log yang ada sehingga jenis-jenis log tersebut akan dibahas pada subbab berikut ini.

3.2. Lithologi Tools

Langkah awal dalam interpretasi logging adalah mengidentifikasi lapisan yang porous dan permeabel.

Jenis log yang digunakan untuk identifikasi lapisan permeabel adalah :

Log Spontaneous Potential (SP Log)

Log Gamma Ray (GR Log)

3.2.1. Spontaneous Potential (SP Log)

Prinsip Pengukuran :

Elektroda M diturunkan ke dalam lubang bor sedangkan elektroda N di tanam pada lubang dangkal (di permukaan) yang diisi oleh lumpur bor. Setelah sampai di dasar lubang bor, maka elektroda M ditarik perlahan-lahan sambil melakukan pencatatan perubahan tegangan sebagai fungsi kedalaman (potensial antara elektroda M dalam lubang bor dengan elektroda N di permukaan).

Skema rangkaian dasar SP Log dapat dilihat pada Gambar 3.3.

Gambar 3.3.

Skema Rangkaian Dasar SP Log7)

Bentuk defleksi positif atau negatif terjadi karena adanya perbedaan salinitas antara kandungan dalam lapisan dan salinitas lumpur. Bentuk ini terjadi disebabkan hubungan antara arus listrik dengan gaya-gaya elektromotif (elektrokimia dan elektrokinetik).

Jika pengaruh SP Log melalui lapisan cukup tebal dan kondisinya bersih dari clay, maka defleksi kurva akan mencapai maksimum.

Defleksi SP yang demikian disebut statik SP atau SSP, yang dituliskan dalam persamaan sebagai berikut :

SSP= K log (3-7)

Dimana :

SSP= Statik Spontaneous Potensial (mv).

K = Konstanta penyeimbang suhu sebenarnya (61 + 0,13T) .

Rmfe= Resistivitas filtrat lumpur elektrokimia (ohm-m).

Rwe = Resistivitas air elektrokimia (ohm-m).

Defleksi kurva SP selalu dibaca dari shale base line, dimana garis ini dapat ditentukan dengan menarik garis terluar dari sebelah kanan kurva SP log. Satuan pengukuran SP log adalah mv (millivolts). Harga skala normal per bagian antara 10-20 mv, sedangkan untuk lumpur yang terlalu saline (kadar garam NaCl tinggi) skala yang sering digunakan per bagian antara 4-5 mv.

SP Log dalam menentukan harga resistivitas air (Rw) tidak dapat berdiri sendiri karena SP log hanya mampu mendeteksi lapisan permeabel berdasarkan defleksi kurva ke arah negatif yang mendekati garis sand line tanpa dapat menjelaskan secara rinci isi kandungan lapisan antara air asin atau hidrokarbon sebenarnya. Oleh karena itu, diperlukan kombinasi dengan resistivity log sehingga dapat diketahui harga resistivitas air (Rw) yang sebenarnya.

Defleksi kurva SP Log yang tergambar pada slip log memberikan bentuk-bentuk sebagai berikut:

Untuk lapisan shale, kurva SP log akan berbentuk garis lurus dan biasa disebut Shale Based Line

Untuk lapisan yang permeabel dengan kandungan air asin, kurva SP Log akan berkembang negatif (ke kiri) dari shale based line.

Untuk lapisan permeabel dengan kandungan hidrokarbon, maka kurva SP Log akan berkembang negatif.

Untuk lapisan permeabel dengan kandungan air tawar, kurva SP log akan berkembang positif (ke kanan) dari shale based line.

Contoh defleksi kurva SP Log dengan Resistivity Log dapat dilihat pada Gambar 3.4.

Gambar 4.7.

Variasi Defleksi Kurva SP Log28)

Gambar 3.4.

Contoh Defleksi Kurva SP Log Dengan Resistivity Log19)

Fungsi Spontaneous Potential Log :

Mengidentifikasi lapisan porous permeabel (sandstone, limestone, dolomite).

Menentukan harga Rw.

Mencari batas pada lapisan permeabel.

Evaluasi Vclay.

Membedakan lapisan yang bersih dari serpih (shale).

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran SP Log dapat optimum yaitu :

Digunakan pada lumpur jenis water base mud.

Rmf Rw.

Pada clean sand formation.

Open hole.

Invasi lumpur dangkal.

3.2.2. Gamma Ray Log (GR Log)

Gamma Ray Log dapat menggantikan SP Log bila kondisi lubang bor tidak cocok dengan untuk SP Log.

Prinsip Pengukuran :

Detektor yang ada pada Gamma Ray Log yang dijalankan di dalam lubang bor merekam intensitas radioaktif (sinar gamma) yang dipancarkan batuan formasi, kemudian ditransmisikan ke permukaan dengan kabel sebagai impuls listrik dan dicatat sebagai fungsi dari kedalaman. Intensitas radioaktif alamiah batuan formasi yang di tangkap oleh detektor sebagai sinar gamma disebabkan oleh disintegrasi unsur-unsur radioaktif seperti Uranium, Thorium, dan Potassium. Besar kecilnya intensitas radioaktif tergantung dari jenis batuannya.

Untuk mengetahui prosentase kandungan shale pada lapisan permeabel digunakan persamaan :

...(3-8)

Dimana :

Vclay

= Volume clay.

GRmax = Dibaca pada slip log maksimum.

GRmin = Dibaca pada slip log maksimum.

GR log = Dibaca pada slip log di zona yang bersangkutan.

Bentuk kurva GR Log : alat pencatat defleksi kurva ke arah kanan bila kandungan radioaktifnya bertambah. Jika dibandingkan dengan SP Log, maka GR Log akan mempunyai defleksi yang sama. GR Log curve tidak selalu menunjukkan kandungan radioaktif yang sebenarnya.

Skema rangkaian dasar GR Log dapat dilihat pada Gambar 3.5.

Gambar 3.5.

Skema Rangkaian Dasar Gamma Ray Log13)

Fungsi Gamma Ray Log :

Menentukan lapisan porous dan permeabel.

Membedakan lapisan shale dan non shale.

Mengetahui besarnya kandungan clay (Vclay).

Mendeteksi mineral-mineral radioaktif.

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran GR Log dapat optimum yaitu :

Dapat digunakan pada semua jenis lumpur.

Pada kondisi lubang bor cased atau open hole.

Cocok digunakan untuk membedakan lapisan shale karena pada lapisan shale banyak mengandung unsur radioaktif.

Kedalaman penetrasi 6 - 12 inch.

Resolusi vertikal 3 ft.

Formasi yang keras.

Contoh bentuk defleksi kurva GR Log dapat dilihat pada Gambar 3.6.

Gambar 3.6.

Contoh Bentuk Defleksi Kurva Gamma Ray Log7)

3.3. Resistivity Tools

Resistivity tool digunakan untuk mengukur tahanan batuan formasi beserta isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas efektif, salinitas air formasi, dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan. Resistivitas formasi adalah salah satu parameter utama yang diperlukan untuk menentukan saturasi hidrokarbon suatu formasi. Arus listrik dapat mengalir di dalam formasi batuan dikarenakan konduktivitas dari air yang dikandungnya. Batuan kering dan hidrokarbon merupakan insulator yang baik kecuali beberapa jenis mineral seperti graphite dan sulfide besi. Oleh sebab itu, formasi di bawah tanah memilki resistivitas yang dapat diukur secara terbatas karena air yang terkandung di dalam pori-pori atau yang terserap dalam molekul lempung.

Resistivitas dari formasi tergantung pada : resistivitas air formasi, jumlah air formasi yang ada, struktur geometri pori-pori. Resistivitas (tahanan jenis) bahan adalah tahanan yang terukur antara dua sisi permukaan sebuah bahan pada temperatur tertentu.

Ada dua metode dasar untuk pengukuran tahanan batuan formasi dalam lubang bor yaitu :

Metode konduksi yang hanya dapat digunakan pada lubang sumur yang berisikan hanya fluida yang konduktif saja.

Metode induksi dapat digunakan pada lubang sumur yang berisikan fluida yang konduktif dan fluida non konduktif.

Jenis resistivity log yang digunakan dibagi 4 yaitu :

A. Conventional Resistivity Log (Normal Log, Lateral Log, Microlog, Proximity Log).

B. Focused Log (Laterolog 7, Laterolog 3, Laterolog 8, Dual Laterolog, Microlaterolog).

C. Induction Log (Dual Induction Log, Spherically Focused Log, Microspherically Focused Log).

D. Microresistivity Log.

Tabel III-2 adalah suatu penggolongan alat resistivitas utama yang telah digunakan atau yang digunakan sekarang. Kurva-kurva itu digolongkan dari radius investigasinya antara lain dalam (lebih dari 3 ft), sedang (1.5 3 ft), dangkal (0.5 1.5 ft) dan zona yang terinvasi filtrat lumpur (1 6 in). Angka-angka itu memberikan kurva yang mewakili 50% dari dinding lubang bor yang berarti 50% respon dari alat tersebut berasal dari formasi di kedalaman yang ditandai dan 50% berasal dari luar kedalaman. Perbandingannya 80% respon kedalaman kira-kira 2 kali 50% kedalaman. Tabel III-2 berlaku bagi daya hambat pada formasi yang seragam.

Semua kurva dalam, sedang, dan dangkal diperoleh dengan elektroda-elektroda atau bantalan coil-coil di cyclindrical mandrels yang di run atau diletakkan di tengah-tengah lubang bor. Pada daerah flushed zone digunakan Microresistivity yang diperoleh dengan bantalan elektroda-elektroda yang dipasang pada salah satu sisi lubang bor. Kombinasi pada Tabel III-2 dapat mewakili kurva yang diperoleh secara bersama-sama.

Tabel III-2

Pengelompokkan Log Resisivitas7)

3.3.1. Microspherically Focused Log (MSFL)

Serupa dengan Microlog, pengukuran Microspherically Focused Log di buat dengan sebuah bantalan elektroda khusus yang di tekan ke dinding lubang bor dengan bantuan sebuah caliper.

Prinsip Pengukuran :

Pada bantalan tersebut di pasang suatu rangkaian bingkai-bingkai logam yang konsentrik disebut elektroda yang mempunyai fungsi memancarkan, memfokuskan, dan menerima kembali arus listrik yang hampir sama seperti cara kerja elektroda Laterolog. Karena bantalannya kecil dan susunan elektrodanya berdekatan, maka hanya beberapa inchi dari formasi dekat lubang bor yang diselidiki, sekitar 1-3 inchi. Sehingga kita akan mempunyai suatu pengukuran dari resistivitas di daerah rembesan (flushed zone). Karena kedalaman investigasi Microspherically Focused Log yang kecil, maka pengaruh dari mud cake tidak bisa diabaikan, sehingga koreksi terhadap pengaruh mud cake diperlukan untuk memperoleh Rxo yang benar. Microspherically Focused Log adalah alat yang memancarkan arus listrik ke dalam formasi.

Hampir sama dengan kedua alat ukur Rxo (Microlog dan Proximity Log). Tetapi pada Microspherically Focused Log arus Ia yang dikirim dari A0 akan diterima oleh A1 sedangkan Io difokuskan kepada daerah yang dideteksi. Tidak sebagaimana yang terjadi pada Microlog dan Proximity Log, dimana semua arus difokuskan jauh menembus ke dalam formasi yang dideteksi.

Fungsi MSFL :

Mengukur Rxo pada tebal mud cake sampai 3/4.

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran MSFL dapat optimum yaitu :

Cocok digunakan pada daerah flushed zone (1 6 in).

Lumpur yang digunakan yaitu salt water mud.

Rmf < 2Rw atau Rt > 200 ohm-m.

Pada kondisi open hole.

Porositas batuan > 15%.

Kedalaman invasi lumpur > 4.

Ketebalan mud cake < 3/4.

Range tahanan batuan formasi 0,5 100 ohm-meter.

Distribusi arus dan susunan elektroda MSFL dapat dilihat pada Gambar 3.7.

Gambar 3.7.

Distribusi Arus dan Susunan Elektroda MSFL7)

Microspherically Focused Log ini mempunyai dua keuntungan dibanding dengan peralatan Rxo yang lain. Pertama, dapat dikombinasikan dengan peralatan logging lain, khususnya Compensated Formation Density dan bersama-sama Dual Laterolog yang ada. Ini menghilangkan penggunaan logging secara terpisah untuk memperoleh informasi Rxo. Kedua, memperbaiki hasil peralatan Rxo untuk zona invasi dangkal.

3.3.2. Induction Log

Pengukuran tahanan listrik batuan formasi dengan Conventional Resistivity Log memerlukan adanya lumpur bor yang bersifat konduktif agar dapat menghantarkan listrik ke formasi. Akibatnya tidak satupun peralatan tersebut yang dapat digunakan apabila lubang bor kosong, terisi minyak, gas, oil base mud, atau udara. Untuk mengatasi hal-hal semacam ini, maka dikembangkan peralatan khusus yang dapat digunakan tanpa terpengaruh oleh kondisi-kondisi tersebut diatas. Peralatan tesebut adalah Induction Log.

Prinsip Pengukuran :

Arus bolak-balik dengan frekuensi tinggi ( 20.000 cps) yang mempunyai intensitas konstan dikirimkan melalui kumparan pengirim (transmitter coil) sehingga menghasilkan medan elektromagnetik yang mana akan menimbulkan arus induksi dalam formasi. Arus induksi yang berputar ini akan menimbulkan pula medan magnet kedua yang dapat dideteksi oleh receiver coil. Besarnya medan magnet kedua ini akan sebanding dengan konduktivitas formasi.

Prinsip dasar dari Induction Log dapat dilihat pada Gambar 3.8.

Gambar 3.8.

Prinsip Dasar Induction Log7)

Pengukuran dengan menggunakan Induction Log akan menghasilkan kurva-kurva seperti : SP log, SN, dan Induction Log Resistivity (RIL). Kurva RIL digunakan untuk mengetahui harga resistivitas pada uninvaded zone (Rt) dan untuk kurva SN mempunyai defleksi yang relatif tinggi karena rendahnya salinitas air filtrat lumpur sehingga defleksi kurva RIL mencerminkan tinggi/rendahnya dalam uninvaded zone, yang mana untuk selanjutnya mencerminkan jenis kandungannya.

Jika kurva RIL jauh lebih besar dari defleksi SN berarti salinitasnya lebih rendah dari air filtrat, berarti batuan mengandung gas. Apabila defleksi RIL lebih besar sedikit atau lebih kecil sedikit dari defleksi SN berarti batuan mengandung minyak. Jika kurva RIL jauh lebih rendah dari defleksi SN serta mendekati harga resistivity shale, berarti batuan mengandung air.

Fungsi Induction Log :

Menentukan harga Rt.

Untuk korelasi batuan tanpa memandang jenis lumpur yang digunakan.

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran Induction Log dapat optimum yaitu:

Cocok digunakan pada daerah deep (+ 3 ft).

Lumpur yang digunakan yaitu fresh water mud.

Dapat bekerja saat Rmf > 2 Rw atau Rt < 200 ohm-m.

Resistivitas formasi rendah.

Porositas batuan antara medium-high ( > 15%).

Pada kondisi open hole.

Invasi lumpur > 40.

Keunggulan dari Induction Log adalah pengaruh diameter lubang bor, lapisan batuan disekitarnya dan pengaruh invasi air filtrat dapat diperkecil. Bila Induction Log dikombinasikan dengan SP Log dan Short Normal 16 akan membentuk suatu kombinasi yang lazim disebut IES (Induction Electrical Survey). Didalam kombinasi ini Short Normal 16 merupakan log pelengkap Induction Log dalam penentuan Rt, selain itu juga dapat digunakan untuk mengoreksi dan mengontrol Induction Log.

3.4. Porosity Tools

Suatu log yang digunakan untuk mengukur porositas batuan formasi. Terdapat tiga jenis pengukuran porositas yang umum digunakan dilapangan saat ini yaitu : Densitas, Neutron, dan Sonic. Penting untuk diketahui bahwa porositas-porositas ini bisa tidak sama antara satu dengan yang lain atau tidak bisa mewakili porositas benar (t). Hal tersebut disebabkan karena alat-alat tersebut tidak membaca porositas secara langsung. Porositas di dapat dari sejumlah interaksi fisika di dalam lubang bor. Hasil interaksi di deteksi dan di kirim ke permukaan barulah porositas dijabarkan.

3.4.1. Neutron Log

Neutron Log pada dasarnya direncanakan untuk menentukan porositas total batuan tanpa memandang apakah pori-porinya diisi oleh hidrokarbon atau air formasi.

Prinsip Pengukuran :

Prinsip kerja dari alat ini adalah dengan menembakkan partikel neutron berenergi tinggi ke dalam formasi secara terus menerus dan konstan dari suatu sumber radioaktif. Neutron merupakan partikel listrik yang netral dengan massa yang hampir sama dengan massa atom hidrogen. Partikel neutron yang menembus formasi akan bertumbukan dengan material-material di dalam formasi (mineral-mineral) dengan tipe tumbukan billard ball collision. Akibat tumbukan ini neutron akan kehilangan sedikit energi, yang besarnya tergantung dari perbedaan massa neutron dengan massa material formasi tersebut. Kehilangan energi yang terbesar yaitu pada saat neutron bertumbukan dengan material yang memiliki massa hampir sama atau sama, misalnya atom hidrogen. Hasilnya neutron akan mengalami penurunan hingga level tertentu dan terserap oleh inti batuan di dalam formasi. Dengan demikian besar hilangnya energi neutron hampir semuanya tergantung dari banyak/sedikitnya jumlah hidrogen dalam formasi.

Sampai kehilangan energi pada jumlah tertentu, maka neutron akan menyebar secara tidak teratur di dalam formasi tanpa mengalami kehilangan energi lagi, dan akhirnya dapat ditangkap oleh inti-inti batuan formasi seperti atom hidrogen, chlorine, silikon, dan sebagainya. Penangkapan neutron (Gamma Ray Capture) ini akan dapat dicatat oleh detektor, yang terletak 10-18 inch dari sumber radioaktif. Apabila konsentrasi atom hidrogen (jumlah) di dalam formasi cukup besar maka hampir semua partikel neutron mengalami penurunan energi dan dapat ditangkap tidak jauh dari sumber radioaktifnya, akibatnya hanya sedikit radiasi sinar gamma yang dapat di catat oleh detektor. Sebaliknya bila konsentrasi atom hidrogen kecil maka partikel-partikel neutron akan memancar lebih jauh menembus formasi sebelum di tangkap, sehingga kecepatan menghitung pada detektor akan meningkat sesuai dengan konsentrasi atom hidrogen yang semakin menurun. Hal inilah yang dijadikan dasar hubungan antara jumlah sinar gamma yang dicatat oleh detektor per detiknya dengan porositasnya. Bila jumlah sinar gamma yang dicatat tinggi berarti porositas batuan tersebut rendah, sedangkan apabila yang dicatat hanya sedikit maka porositas batuan tersebut cukup tinggi.

Secara ringkas dapat diuraikan sebagai berikut :

Penurunan/hilang energi neutron yang terbesar bila bertumbukan dengan atom-atom hidrogen.

Besar kecilnya konsentrasi hidrogen dalam batuan berpengaruh terhadap kecepatan menghitung pada detektor.

Dengan kata lain data-data kecepatan menghitung pada detektor mencerminkan banyak sedikitnya hidrogen dalam batuan/formasi. Dalam hal ini atom-atom hidrogen dijumpai sebagai senyawa H2O. Jadi semakin besar konsentrasi atom hidrogen berarti makin besar jumlah air yang ada.

Apabila jumlah air yang ada dalam batuan besar berarti memerlukan tempat yang luas pula, ini berarti pori-pori batuan harus besar.

Pengaruh adanya shale dalam batuan dapat dituliskan oleh persamaan :

......(3-9)

Dimana :

N = Pembacaan Neutron Log (%).

= Porositas Neutron Log yang sebenarnya (%).

Vclay = Kandungan clay dalam batuan (%).

N clay = Pembacaan Neutron Log pada formasi shale 100 % (%).

Skema rangkaian dasar Neutron Log dapat dilihat pada Gambar 3.9.

Gambar 3.9.

Skema Rangkaian Dasar Neutron Log7)

Fungsi Neutron Log :

Untuk menentukan porositas batuan tanpa memandang pori-pori tersebut berisi hidrokarbon atau air.

Untuk lapisan hidrokarbon yang terjadi separasi positif dengan Density Log.

Lapisan air tawar atau air asin : terjadi separasi, sehingga untuk membedakan separasi positif antara lapisan air dengan lapisan hidrokarbon, jalan yang terbaik dengan melihat kurva Resistivity dan kurva SP.

Untuk korelasi batuan.

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran Neutron Log dapat optimum yaitu :

Pada batuan yang mempunyai porositas rendah (0% - 20%).

Dapat digunakan pada kondisi cased hole maupun open hole .

Dapat digunakan untuk semua jenis lumpur.

Pada kondisi gas filled hole.

Formasi batuan non-shaly.

Diameter lubang bor antara 6 10.

3.4.2. Density Log

Density Log adalah log porositas yang mengukur elektron density dari formasi. Instrumen pengukuran densitas secara umum terdiri atas sumber energi gamma ray berupa Cobalt 60 atau Cesium 137 dan dua detektor. Sumber dan detektor terletak pada bantalan yang diperkuat dengan dinding lubang. Detector spasi panjang untuk membaca formasi, Detector spasi pendek untuk mengukur material yang terjadi antara bantalan dan formasi.

Pada kurva Density Log dinyatakan dalam satuan gr/cc karena energi yang diterima detektor dipengaruhi oleh matrik batuan ditambah kandungan yang ada dalam pori-pori batuan. Maka densitas batuan dengan satuan gr/cc adalah :

1. Batuan sangat kompak

Batuan sangat kompak porositasnya mendekati harga nol, sehingga per satuan volume (cc) seluruhnya/hampir seluruhnya terdiri dari matriks batuan. Dengan demikian batuan mempunyai densitas paling besar, dimana = 0, dan ini disebut densitas matriks (ma). Setiap jenis batuan mempunyai harga ma yang berbeda.

2. Batuan permeabel dengan kandungan air asin

Air asin mempunyai densitas lebih rendah dibanding batuan yang seluruhnya terdiri dari matriks.

3. Batuan permeabel dengan kandungan minyak

Batuan yang mengandung minyak, densitasnya lebih rendah daripada berisi air asin, sebab densitas air asin lebih besar daripada minyak.

4. Batuan permeabel yang mengandung gas

Batuan yang mengandung gas, densitasnya lebih rendah dibandingkan dengan batuan yang mengandung minyak.

5. Batubara (coal)

Batubara mempunyai densitas paling rendah diantara semua jenis batuan.

Prinsip Pengukuran :

Prinsip kerja Density Log yaitu suatu sumber radioaktif dari alat pengukur dipancarkan sinar gamma dengan intensitas energi tertentu menembus batuan. Batuan terbentuk dari butiran mineral, mineral tersusun dari atom atom yang terdiri dari proton dan elektron. Partikel sinar gamma membentur elektron- elektron dalam batuan. Akibat benturan ini sinar gamma akan mengalami pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami benturan akan diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dari sumbernya, semakin lemah energi yang kembali maka semakin banyak elektron dalam batuan yang berarti makin padat butir penyusunan volumenya.

Skema rangkaian dasar Density Log dapat dilihat pada Gambar 3.10.

Gambar 3.10.

Skema Rangkaian Dasar Density Log7)

Hubungan antara porositas batuan dengan densitas batuan yang diukur oleh Density Log adalah :

D= ....................(3-10)

Dimana :

D= Porositas pada Density Log (fraksi)

b= Densitas bulk (gr/cc).

ma= Densitas matrik (gr/cc).

= 2.65 untuk sand, sandstones, and quartzites

= 2.68 untuk limey sand or sandy limes

= 2.71 untuk limestones

= 2.87 untuk dolomites

f = 1.0 untuk fresh mud

= 1.0 + 0.73 N untuk salt mud , dimana N adalah konsentrat sodium klorida dalam ppm x 10-6.

f = Densitas fluida (gr/cc).

Fungsi Density Log :

Menentukan nilai b.

Menentukan porositas batuan.

Mendeteksi gas bearing zone.

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran Density Log dapat optimum yaitu :

Densitas batuan formasi rendah.

Unconsolidated sand formation.

Porositas antara 20% - 40%.

Selain dengan menggunakan persamaan (3-10) porositas dapat juga dicari dengan menggunakan grafik yang ditunjukkan oleh Gambar 3.11.

Gambar 3.11.

Grafik Penentuan Nilai Porositas7)

Contoh kurva defleksi Density Log dapat dilihat pada Gambar 3.12.

Gambar 3.12.

Contoh Defleksi Kurva Density Log18)

3.4.3. Sonic Log

Satu-satunya alat logging yang termasuk dalam golongan log suara adalah Sonic Log. Log ini merupakan jenis log pengukur porositas, selain Density Log dan Neutron Log.

Prinsip Pengukuran :

Pada dasarnya Sonic Log adalah merekam kecepatan rambat suara pada batuan formasi. Kecepatan rambat suara biasanya dikenal sebagai interval transite time (t). Interval waktu transit didefinisikan sebagai waktu yang diperlukan oleh gelombang suara untuk menempuh jarak satu feet suatu bahan (sec/ft). Sistem peralatan Sonic Log menggunakan sebuah transmitter gelombang suara dan dua buah receiver sebagai alat penerima. Suara dikirim dari transmitter masuk ke dalam formasi, kemudian pencatatan dilakukan pada saat pantulan suara yang pertama kali sampai ke receiver. Transmitter-transmitter mengirimkan suara secara bergantian dan harga t di catat pada pasangan-pasangan receiver yang menerima pantulan suara secara bergantian pula. Harga t rata-rata dari receiver-receiver ini dihitung secara otomatis pula memproses transite time menjadi total travel time.

Kadang-kadang gelombang suara yang dikirim oleh transmitter diterima kembali oleh receiver terdekat cukup kuat, tetapi diterima oleh receiver yang lebih jauh terlalu lemah. Hal ini terjadi kemungkinan terhalang sesuatu, sehingga menyebabkan harga t terlalu besar. Hal ini bisa terjadi karena alat melalui formasi yang unconsolidated (pasir lepas), rekahan-rekahan pada batuan, adanya gas dalam batuan, lumpur yang banyak mengandung gelembung-gelembung udara ataupun dinding lubang bor sangat tidak rata pada lapisan garam.

Batuan dengan porositas nol, berarti batuan per satuan isi terdiri seluruhnya dari matrik disebut tma. Dengan demikian, besar/kecilnya t yang melalui suatu formasi tergantung dari jenis batuan dan besarnya porositas batuan serta isi kandungan dalam batuan.

Skema rangkaian dasar Sonic Log dapat dilihat pada Gambar 3.13.

Gambar 3.13.

Skema Rangkaian Dasar Sonic Log7)

Perambatan suara di dalam formasi tergantung dari matrik batuan, porositas batuan, dan fluida dalam pori-pori tersebut. Gelombang suara yang merambat dalam formasi akan dipantulkan kemudian ditangkap oleh receiver.

Berdasarkan persamaan Willey :

s =..(3-11)

Dimana :

s= Porositas Sonic Log (fraksi)

tlog= Transite time kurva Sonic Log ( s/ft).

tma= Transite time matrik batuan (lihat Tabel III-3) ( s/ft).

tf= Transite time fluida atau filtrat lumpur (189 s/ft).

Transite time untuk beberapa jenis batuan dapat dilihat pada Tabel III-3.

Tabel III-3

Transite Time (tma) Untuk Beberapa Jenis Batuan

MaterialVma (ft/sec)tma ( sec/ft)tma ( sec/ft)

biasa digunakan

Sandstone18000 1950055.5 51.055.5 51.0

Limestone21000 2300047.6 43.547.6

Dolomite23000 2600043.5 38.543.5

Anhydrite2000050.050.0

Salt1500066.767.0

Casing (Iron)1750057.057.0

Hadirnya gas menggantikan cairan akan memperbesar transit time, gas adalah sangat compressible sehingga menurunkan ragidity dari batuan dan memperlambat kecepatan suara, meskipun demikian Sonic Log tidak biasa dijadikan indikasi gas yang reliable.

Faktor-faktor yang berpengaruh terhadap t adalah:

a. ShaleBatuan shale mempunyai porositas besar, walaupun permeabilitasnya mendekati harga nol. Sehingga batuan yang mengandung shale mempunyai harga t semakin besar.

b. Kekompakan batuan

Kekompakan batuan akan memperkecil porositas, sehingga kurva t akan semakin rendah.

c. Kandungan air

Adanya kandungan air dalam batuan menyebabkan kurva t cenderung mempunyai harga yang semakin besar.d. Kandungan minyak

Air (terutama air asin) mempunyai sifat penghantar suara yang lebih baik dibandingkan dengan minyak, sehingga adanya minyak dalam batuan akan berpengaruh memperkecil harga t.

e. Kandungan gas

Gas merupakan penghantar suara yang tidak baik, sehingga pantulan suara akan lambat diterima oleh receiver. Dengan demikian, adanya gas akan memperkecil harga kurva t.

Fungsi Sonic Log :

Menentukan nilai t log.

Menentukan porositas batuan.

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran Sonic Log dapat optimum yaitu :

Kondisi lubang bor yang belum dicasing.

Dapat diturunkan pada semua jenis lumpur, tetapi tidak baik untuk kondisi gas filled hole.

Porositas 15% - 25%.

Unconsolidated sand formation.

Pada sumur open hole.

3.5. Caliper Log

Caliper Log merupakan suatu kurva yang menunjukkan kondisi diameter lubang bor. Pada hakekatnya Caliper Log adalah berguna untuk mengetahui adanya lapisan permeabel.

Pada lapisan permeabel dimana dinding lubang bor terbentuk mud cake, maka diameter lubang bor akan menjadi lebih kecil daripada ukuran pahatnya. Dalam Caliper Log, hal ini akan terlihat dengan jelas dimana diameter lubang bor pada lapisan permeabel akan lebih kecil daripada ukuran pahat yang digunakan. Sedangkan pada lapisan shale/clay kondisi lubang bornya lebih besar daripada ukuran pahat, ini menunjukan pada lapisan shale sering terjadi keruntuhan.

Prinsip Pengukuran :

Alat digerakkan di sepanjang sumur, maka pegasnya akan berkontraksi atau mengembang secara fleksibel sesuai dengan besarnya lubang sumur yang dilewati. Ujung paling bawah dari pegas tersebut dihubungkan dengan rod. Akibat gerakan ini rod akan turut bergerak naik turun. Kedudukan dari rod akan menentukan derajat induksi diantaranya coil yang diletakkan pada bagian atas dari alat dan juga tergantung kompressi dari spring yang mana kompressi ini tergantung dari ukuran lubang bor. Arus dan coil perekam membentuk coupling induktif sedemikian rupa sehingga potensial yang diinduksi dalam coil perekam tergantung pada posisi rod. Hal ini akan menghasilkan pencatatan voltage yang bervariasi dengan ukuran lubang, yang selanjutnya di catat oleh suatu instrument di permukaan.

Penggunaan Caliper Log biasanya dikombinasikan dengan log lainnya seperti Gamma Ray Log, Sonic Log, Density Log, dan Microresistivity Log serta Log-Log lainnya.

Fungsi Caliper Log :

Mengetahui diameter lubang bor.

Menentukan letak setting packer yang tepat pada operasi DST.

Membantu interpretasi log dengan memberikan ukuran lubang bor yang tepat, karena diameter lubang bor yang digunakan pada interpretasi log listrik biasanya diasumsikan sama dengan ukuran bit.

Estimasi ketebalan mud cake didepan zona permeabel yang akan memberikan dukungan pada analisa logging secara kualitatif.

Perhitungan kecepatan lumpur di annulus, dalam hubungannya dengan pengangkatan cutting.

Korelasi lithologi batuan.

Kondisi Optimum :

Kriteria yang harus diperhatikan agar pengukuran Caliper Log dapat optimum yaitu :

Digunakan untuk sumur open hole.

Pada saat terjadi mud cake dan filtrat lumpur.

Skema rangkaian Caliper Log dapat dilihat pada Gambar 3.14.

Gambar 3.14.

Skema Rangkaian Caliper Log13)

3.6. Interpretasi Log

Tujuan dilakukan interpretasi logging adalah untuk mendapatkan data dari lubang bor sebagai sarana pada penilaian formasi dan penentuan letak zona produktif. Maka setelah operasi logging dilakukan, hasil yang diperoleh berupa kurva yang perlu diinterpretasikan dan dianalisa sehingga didapatkan hasil yang seakurat mungkin.

Interpretasi logging dilakukan secara kualitatif dan kuantitatif. Secara kualitatif adalah menganalisa kurva log yang dipilih dan menganalisa lapisan-lapisan yang diindikasikan sebagai lapisan prospek. Sedangkan secara kuantitatif adalah menentukan harga parameter batuan sebagai petunjuk dalam menentukan jenis kandungan lapisan prospek. Parameter batuan yang digunakan untuk menentukan kandungan lapisan adalah saturasi air (Sw), dimana dalam penentuannya diperlukan parameter lainnya seperti porositas batuan, densitas matrik batuan, volume clay, dan sebagainya.

3.6.1. Interpretasi Kualitatif

Setelah selesai dilakukan logging maka dapat di lakukan interpretasi terhadap data pengukuran secara kualitatif guna memperkirakan adanya kandungan fluida. Dalam menganalisa interpretasi logging diperlukan pengamatan secara cepat pada lapisan formasi yang diperkirakan sebagai lapisan produktif.

Adapun pengamatan ini berupa :

Identifikasi kedalaman lapisan porous permeabel.

Identifikasi batas dan ketebalan lapisan.

Identifikasi lithologi.

Penentuan GR clean dan GR clay.

Identifikasi minyak, air, dan gas.

3.6.2. Interpretasi Kuantitatif

Setelah dilakukan interpretasi secara kualitatif yang artinya telah diketahui lapisan mana saja yang merupakan lapisan porous permeabel dan diketahui fluida yang terkandung didalamnya adalah hidrokarbon maka langkah selanjutnya adalah melakukan interpretasi kuantitatif. Pada interpretasi kuantitatif bertujuan untuk menentukan parameter-parameter reservoir seperti porositas dan saturasi air dimana data tersebut diolah dari rekaman hasil log menggunakan rumus pendukung dan chart. Data yang telah diolah dapat digunakan untuk memperkirakan cadangan hidrokarbon ditempat secara akurat.A. Penentuan Volume Clay dan PorositasUntuk mendapatkan harga SW diperlukan beberapa parameter dari kombinasi Resistivity-Porosity Tool. Dengan melakukan pendekatan terhadap volume shale (Vsh), saturasi air, dan porositas koreksi dapat dihitung menurut metode yang dipilh.

Tidak ada alat logging tunggal yang mampu mengukur Vsh dengan cukup teliti, maka biasanya harga ini ditaksir/diperkirakan dari beberapa indikator shale. Nilai Vsh yang digunakan adalah dari salah satu indikator yang memberikan nilai terkecil. Ada dua indikator yang biasanya digunakan, yaitu perbedaan Density-Neutron Log dan Gamma Ray (GR) Log. Disamping dua indikator tersebut, masih ada satu indikator lain yaitu : SP Log, tetapi indikator ini hasilnya kurang dapat dipercaya.

a. Vsh dari Perbedaan Density-Neutron Log

Harga fraksi shale ditentukan berdasarkan persamaan sebagai berikut :

.(3-12)

Dimana :

Vsh= Volume shale dalam shaly-sand (fraksi).

N= Porositas Neutron (fraksi).

D= Porositas Density (fraksi).

Nsh= Porositas Neutron pada lapisan shale (fraksi).

Dsh= Porositas Density pada lapisan shale (fraksi).

Metode ini tidak dapat digunakan pada lapisan yang mengandung gas karena akan mempengaruhi nilai N dan D serta mengakibatkan perhitungan nilai Vsh menjadi terlalu tinggi.

b. Vsh dari Gamma Ray (GR) Log

Defleksi kurva GR akan bertambah pada formasi yang mengandung shale sehingga indeks shale (Ish) yaitu indeks tingkat kandungan shaliness dari sand, merupakan interpolasi garis lurus antara level clean-sand dan level shale.

Dirumuskan dengan :

(3-13)

Dimana :

Ish= Indeks shale (nilainya antara 0 1,0).

GR= Pembacaan GR pada interval prospek (APIu).

GRcl= Pembacaan GR pada clean sand (APIu).

GRsh= Pembacaan GR pada interval shale (APIu).

Fraksi volume shale (Vsh) akan sama dengan indeks shale (Ish) ketika densitas formasi tidak menyimpang dari kandungan shale. Kondisi ini terjadi pada lapisan laminar tipis tercampur dalam clean sand sehingga densitasnya sama.

B. Penentuan Permeabilitas

Suatu hubungan empiris yang umum antara permeabilitas dan porositas dikemukakan oleh Wylie dan Rose, yaitu :

(3-14)Kemudian Tixier dan Timur menjabarkan rumus Wylie dan Rose ini kedalam sesuatu yang dapat diterapkan pada hasil rekaman log sumur, antara lain

1. Rumus Tixier :

(3-15)2. Rumus Timur :

.(3-16)C. Penentuan Saturasi

Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida. Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida perlu diketahui saturasi masing-masing fluida tersebut. Umumnya pada zona yang mengandung minyak, kandungan air dalam formasi disebut Interstial Water atau Connate Water.

Saturasi minyak (So) adalah :

........................(3-17)

Saturasi air (Sw) adalah :

...............................(3-18)

Saturasi gas (Sg) adalah :

.................(3-19)

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1 ............(3-20)

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :

So + Sw = 1 ...........(3-21)

Sebagian fluida masih tertinggal di dalam reservoir ketika diproduksikan ke permukaan, akibat adanya volume fluida yang terdapat dalam pori-pori batuan tidak dapat bergerak lagi. Saturasi fluida (minyak) yang sudah tidak mampu lagi mengalir kepermukaan disebut oil residual saturation (saturasi sisa minyak).D. Penentuan Permeabilitas Relatif dan Fractional Flow atau Water Cut Permeabilitas Relatif

Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

, ,...................................................................(3-22) Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Keterkaitan antara harga permeabilitas relatif minyak dan air terhadap harga saturasinya digambarkan oleh suatu kurva grafik yang ditunjukkan Gambar 3.15.

Gambar 3.15.

Kurva Permeabilitas Relatif untuk Sistem Minyak dan Air3)Ada tiga hal yang perlu diperhatikan pada kurva permeabilitas relatif untuk sistem minyak dan air, yaitu :

1. Pada region A turunnya kro dengan cepat sebagai akibat naiknya Sw, menunjukkan bahwa adanya sedikit air akan mempersulit aliran minyak dalam batuan tersebut, demikian pula sebaliknya.

2. Pada region B terdapat aliran 2 fasa hingga sampai waktu tertentu karena hal ini terbentuk disebabkan oleh produksi mengalami penurunan sampai batas Swc dan Soc.

3. Pada region C turunnya kro tidak sampai batas nol, dimana sementara masih terdapat saturasi minyak dalam batuan, dengan kata lain di bawah saturasi minimum tertentu minyak dalam batuan tidak akan bergerak lagi. Saturasi minimum ini disebut dengan Residual Oil Saturation (Sor), demikian juga untuk air yaitu Swr (region A). Fractional Flow atau Water CutPada tahun 1941, Buckley-Laverett memperkenalkan konsep fraksi aliran, konsep permulaannya terkenal dengan hukum Darcy untuk aliran air dan minyak, kemudian dikembangkan oleh Laverett sehingga didapatkan persamaan:WC atau fw = ............(3-23)

Dimana :

fw= Fraksi air yang mengalir di setiap titik batuan, fraksi

k= Permeailitas batuan, mD

kro= Permeabilitas relatif minyak, mD

ko= Permeabilitas efektif minyak, mD

kw= Permeabilitas efektif air, mD

w= Viskositas minyak, cp

t= Viskositas air, cp

Pc= Tekanan kapiler (P0 Pw), psi

L= Jarak pergerakan searah

g= Percepatan gravitasi

p= Perbedaan densitas air-minyak = pw p0

d= Sudut kemiringan formasi terhadap bidang horizontal

Ut= Total velocity fluidaDari persamaan di atas terlihat bahwa fraksi aliran, fw yang diberikan batuan formasi dan kondisi pendesakan merupakan fungsi saturasi air, karena permeabilias relatif dan tekanan kapiler adalah fungsi-fungsi saturasi itu sendiri.

Semua faktor yang diperlukan untuk menghitung harga fw secara lengkap telah tersedia kecuali gradient tekanan kapiler. Gradient ini diformulasikan sebagai berikut:

...........................(3-24)

Oleh karena itu harga Pc/Sw dapat ditentukan secara tepat dari kurva tekanan kapiler air-minyak, dan harga gradient saturasi, dSw/dL, tidak tersedia, jadi dalam prakteknya digunakan istilah tekanan kapiler seperti persamaan (3-24) diabaikan dan karena pendesakan terjadi dalam sistem horisontal maka Persamaan (3-24) disederhanakan menjadi:

fw = ..............................(3-25)

Persamaan (3-25) di atas merupakan bentuk sederhana dari persamaan fraksi aliran, dimana permeabilitasnya relatif minyak dan air juga termasuk di dalamnya, sehingga dapat ditunjukkan sebagai berikut:

fw = ..........................(3-26)

dimana kro dan krw masing-masing adalah permeabilitas relatif air dan minyak.

Dari kurva permeabilitas relatif air dan minyak apabila fraksi air sebagai saturasi meningkat maka harga permeabilitas relatif air meningkat dan permeabilitas minyak menurun. Persamaan (3-26) ini diaplikasikan untuk sistem aliran horizontal dan karakteristik permeabilitas relatif minyak dan air yang diberikan batuan, sehingga harga fw tergantung pada besarnya viskositas minyak dan air.

E. Metode Dual WaterD-W model mempresentasikan bahwa konduktifitas ion akan terbatas pada air batas dimana ion berada dalam konduktifitas elektrolit terbatas pada air bebas (air formasi). Dalam D-W model diasumsikan terdapat suatu campuran dari dua macam air, yaitu air batas (yang menempati sebagian besar ruangan pori-pori batuan) dan air bebas atau air formasi (yang menempati sisa ruang pori-pori batuan)Adapun langkah-langkahnya sebagai berikut :

Penentuan Vclay :

Metode Gamma Ray Log : ...(3-27a)Metode Density Neutron Log :

..(3-27b)Dari 2 metode penentuan Vclay diatas, dipilih metode Density Neutron Log karena diindikasikan adanya gas.

Penentuan porositas terkoreksi :

dc

= (D VclayND) Dsh..(3-27c)nc

= (N VclayND) Nsh..(3-27d)nc dc (adanya indikasi gas)

Penentuan porositas efektif :

..(3-27e) Penentuan porositas efektif shale :

...(3-27f) Penentuan porositas total shale :

tsh= Dsh + (1 ) Nsh...(3-27g) Penentuan porositas total :

t

= (e + VshND) tsh...(3-27h) Penentuan saturasi bound water :

Sb

= VshND (tsh / t)..(3-27i)

Penentuan resistivitas bound water :

Rb

= Rsh (tsh2)..(3-27j) Penentuan resistivitas air rata-rata :

Rwa= Rt (t2)...(3-27k) Penentuan b :

b

= Sb (1 Rw/Rb)/2(3-27l) Penentuan saturasi air terkoreksi :

...(3-27m) Penentuan saturasi air efektif :

(3-27n) Penentuan porositas hidrokarbon :

h

= t (1 Swt).(3-27o)3.7. Coring dan Analisa Core3.7.1. Coring

Coring adalah suatu usaha untuk mendapatkan contoh batuan (core) dari formasi di bawah permukaan untuk dianalisa sifat fisik batuan secara langsung. Pekerjaan ini dilakukan pada saat operasi pemboran sedang berlangsung atau pada saat pemboran telah selesai. Ada dua metode coring yang umum dilakukan di lapangan yaitu :

1. Bottom hole coring, yaitu cara pengambilan core yang dilakukan pada waktu pemboran berlangsung.

2. Sidewall coring, yaitu cara pengambilan core yang dilakukan setelah operasi pemboran selesai atau pada waktu pemboran berhenti.

3.7.1.1. Bottom Hole Coring

Bottom hole coring merupakan cara pengambilan core yang dilakukan pada waktu pemboran berlangsung. Metode Bottom Hole Coring menggunakan sejenis pahat yang ditengahnya terbuka dan mempunyai sejenis pahat berupa dougnot shape hole, sehingga akan meninggalkan plug silindris (core) ditengahnya. Core yang diambil selama proses pemboran akan menempati core barrel yang berada diatas pahat dan kemudian dibawa ke permukaan. Berdasarkan peralatan pengambilan core dibedakan tiga macam yaitu :

Conventional Coring

Pengambilan core dilakukan dengan menggunakan pahat jenis tertentu (conventional rotary drill core), lihat Gambar 3.16. Pada waktu pahat berputar dan bergerak ke bawah, maka core akan masuk ke dalam inner core barrel, dan core kemudian tidak dapat lagi keluar dari tempatnya karena core barrel memiliki roll dan ball bearing. Bagian atas dari barrel ditutup dengan check valve yang bekerja berdasarkan aliran fluida. Untuk memotong core dari formasi dilakukan dengan cara mengurangi beban di atas pahat (WOB) dan dengan mempercepat putaran pahat. Hal ini hanya dilakukan dalam beberapa menit saja dan core akan terpotong dari formasi. Untuk mengeluarkan core dari barrel, maka seluruh rangkaian dicabut dan untuk mendapatkan core yang lebih panjang maka harus dilakukan round trip.

Keuntungan dari conventional coring diantaranya : diperoleh core dengan diameter yang lebih besar yaitu antara 3 sampai 5 dan panjang antara 30 sampai 55 ft, namun pada umumnya diameter core 3 , prosentase dari recovery besar, tidak diperlukan penambahan peralatan pemboran dipermukaan. Kekurangan dari metoda ini diantaranya diperlukan biaya yang cukup besar, terutama jika coring dilakukan pada sumur dalam, karena diperlukan cabut pipa (round trip).

Gambar 3.16.

Conventional Rotary Core8)

Diamond Coring

Prinsip pengambilan core pada metode ini sama dengan conventional coring, perbedaannya hanya pada jenis pahat yang digunakan serta ukuran core yang dihasilkan. Jenis pahat yang digunakan pada diamond coring dapat dilihat pada Gambar 3.17. Kekurangan dari metoda ini adalah diperlukan biaya yang mahal dari pahat dan core barrelnya. Keuntungan dari metoda Diamond coring ini lebih cocok digunakan pada batuan sedimen yang keras, selain itu juga dapat menghemat waktu karena pada saat memotong core tidak diperlukan penambahan rotary speed. Hasil yang diperoleh dari diamond coring adalah core dengan ukuran diameter 2 7/8 sampai 4 7/8 dan panjang maksimum 90 feet.

Gambar 3.17.

Diamond Core Bit8)

Wire Line Coring

Wire line coring adalah salah satu cara pengambilan core dengan jalan menurunkan alat coring bersama-sama dengan overshot dengan menggunakan line kedalam pipa bor. Core yang diperoleh akan masuk kedalam inner barrel yang kemudian ditarik ke permukaan tanpa harus mencabut rangkaian pipa bor. Kekurangan dari metoda ini adalah diperlukan peralatan khusus dipermukaan dan core yang didapatkan kecil yaitu dengan diameter 11/8 sampai 1 3/4 dan panjangnya 10-20 feet sedangkan kelebihan dari metoda ini adalah biayanya murah, dan lebih cocok jika dilakukan pada sumur yang dalam, sehingga menghemat waktu yang dipergunakan untuk round trip. 3.7.1.2. Sidewall Coring

Sidewall coring merupakan salah satu cara pengambilan core dari dinding lubang bor. Proses ini dilakukan pada saat operasi pemboran dihentikan. Pengambilan core dilakukan dengan cara menurunkan peralatan core (Gambar 3.18.), dilengkapi dengan peluru berlubang (sebagai tempat core) dan diikat dengan kawat baja.

Peluru-peluru tersebut dioperasikan secara elektris dari permukaan dan dapat ditembakkan secara bersama-sama atau sendiri-sendiri. Dengan menembusnya peluru kedalam dinding lubang bor maka core akan terpotong dan terlepas dari formasi. Dengan adanya kabel baja yang berhubungan dengan peluru, maka side wall coring beserta corenya dapat diangkat ke permukaan.

Gambar 3.18.

Sidewall Coring8)

Kekurangan dari metode ini adalah core yang dihasilkan sering dalam keadaan rusak akibat terjadinya benturan antara peluru dengan formasi yang mengakibatkan kompaksi. Akibat yang lebih lanjut adalah terjadinya perubahan pada harga sifat-sifat fisik core dari keadaan mula-mula.

3.7.2. Analisa Core

Analisa core adalah salah satu metoda untuk menentukan besaran fisik formasi atau batuan secara langsung dari core yang diambil dari lapisan-lapisan tertentu yang ditembus oleh lubang bor. Setelah core terangkat sampai kepermukaan segera dikeluarkan dari core barrel. Untuk mengurangi hilangnya fluida yang terdapat dalam core, maka core dimasukkan dalam kotak aluminium atau dibungkus dengan kantong dari bahan polyetheline. Setiap core yang diterima di laboratorium setelah disusun sesuai dengan nomor sample dan urutan kedalamannya kemudian dianalisa satu persatu. Analisa core ini untuk mengukur besaran-besaran petrofisik dari core secara langsung meliputi pengukuran porositas, permeabilitas, saturasi, wettabilitas, tekanan kapiler dan kompresibilitas. Core yang diperoleh tersebut, paling tidak telah mengalami dua proses, yaitu proses pemboran dan proses perubahan kondisi (tekanan dan temperatur) dari kondisi formasi ke kondisi permukaan. Pada saat pemboran, akan dipengaruhi oleh adanya air filtrat, lumpur bor yang dipergunakan, sehingga harga saturasi core akan berubah. Sedangkan adanya perubahan kondisi dari kondisi formasi ke permukaan, mempengaruhi harga saturasi core akibat terjadinya ekspansi gas.

Analisa core yang sering dipergunakan terdiri dari dua macam, yaitu analisa core rutin dan analisa core special.

3.7.2.1. Analisa Core Rutin

Analisa core rutin meliputi pengukuran porositas, permeabilitas absolut, dan saturasi. Sedangkan analisa core spesial meliputi pengukuran permeabilitas relative, tekanan kapiler, wettabilitas, dan kompresibilitas. Pengukuran dari sifat-sifat fisik batuan memerlukan sampel bersih dan kering, sampel yang dipergunakan untuk permeabilitas dan porositas secara keseluruhan dicuci dan semua fluida yang tertinggal kemudian dikeringkan. Proses pencucian biasanya dilaksanakan dengan peralatan ekstraksi. Sampel ditempatkan dalam ekstraktor dengan suatu solvent (pentan, naftan, toluene atau tetraklorida) dan dididihkan sampai beberapa jam.

Pengukuran Porositas

Porositas () didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :

x 100% ......................(3-28)

Dimana :

Vb = Volume batuan total (bulk volume), (cm3)

Vg = Volume butiran (volume grain), (cm3)

Vp = Volume ruang pori-pori batuan, (cm3)

= Porositas, (%)

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua dilihat dari segi teknik reservoir, yaitu:

Porositas absolut, adalah persen volume pori-pori total terhadap volume batuan total (bulk volume).

....................(3-29)

Porositas efektif, adalah persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).

...................(3-30)

Selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif. Disamping itu menurut waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan sedimen diendapkan.

2. Porositas sekunder adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan.

Untuk pengukuran porositas dilaboratorium dengan menganalisa core memakai alat Mercury Injection Pump seperti pada Gambar 3.19. dengan cara pengukurannya sebagai berikut :

Memastikan permukaan Hg pada bagian bawah dari picnometer.

Menutup penutup picnometer dan buka valve picnometer.

Mengatur volume skala pada harga tertentu, misalnya: 50 cc.

Memutar hand wheel searah jarum jam sampai mercury pertama kali muncul pada valve picnometer.

Menghentikan pemutaran hand wheel dan baca volume skala dan hand wheel (miring kanan) misalnya: 30,8 cc.

Hitung volume picnometer = (50 30,8) cc = a cc.

Kembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan memutar hand wheel berlawanan dengan jarum jam (pada volume skala 50 cc).

Membuka penutup picnometer dan masukkan sampel core (core nomor satu) kemudian tutup lagi penutup picnometer (valve picnometer tetap terbuka).

Memutar hand wheel sampai mercury untuk pertama kalinya muncul pada valve picnometer, catat volume scale dan dial hand wheel (miring kanan) misalnya: 38,2 cc.

Hitung volume picnometer yang terdiri sampel core = (50 38,2) cc = b cc.

Hitung volume bulk dari sampel core = (b-a) cc = d cc.

Melanjutkan percobaan untuk menentukan volume pori (Vp) yaitu dengan menutup valve picnometer. Kemudian atur core space scale pada angka nol.

Untuk langkah ini, akan tetapi perlu di catat besarnya angka yang ditunjukkan dial hand wheel (miring kiri) setelah pengukuran Vp (dicatat ini sebagai skala awal).

Memutar hand wheel searah jarum jam sampai tekanan pada pressure gauge menunjukkan angka 750 psig (dicatat ini sebagai skala akhir).

Hasil dimana Vp didapat dari perhitungan skala awal skala akhir.

Hitung besarnya porositas : = Vp / Vb x 100 %

Gambar 3.19.

Mercury Injection Pump2)

Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat, batupasir, dan batu gamping. Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan, yaitu :

1. Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.2. Rekahan yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban, seperti : lipatan, sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi karena bentuknya tidak teratur. 3. Dolomitisasi, dalam proses ini batugamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl2 CaMg(CO3)2 + CaCl2

Porositas merupakan fungsi dari sortasi / pemilahan. Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir (susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik (47,6%) dibandingkan bentuk rhombohedral mempunyai porositas (25,96%), kompaksi dan sementasi (kompaksi batuan akan mengakibatkan mengecilnya porositas, karena penekanan batuan diatasnya, sehingga batuan menjadi rapat, sementasi yang kuat akan memperkecil porositas). Pengukuran Permeabilitas

Permeabilitas batuan merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan suatu batuan porous untuk mengalirkan fluida. Henry Darcy (1856), dalam percobaan dengan menggunakan sampel batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas (cp), dengan luas penampang A (cm2), dan panjangnya L (cm). Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 (atm) pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q (cm3/sec), sedangkan P2 (atm) adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q..L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan.

Definisi batuan mempunyai permeabilitas 1 darcy menurut hasil percobaan ini adalah apabila batuan mampu mengalirkan fluida dengan laju 1 cm3/s berviskositas 1 cp, sepanjang 1 cm dan mempunyai penampang 1 cm2, perbedaan tekanan sebesar 1 atm. Sehingga persamaannya dapat ditulis sebagai berikut :

...............(3-31)

Dimana :

K

= Permeabilitas media berpori, (Darcy)

q = Debit aliran, (cm3/s)

= Viskositas fluida yang menjenuhi, (cp)

A = Luas penampang media, (cm2)

P = Beda tekanan masuk dengan tekanan keluar, (atm)

= Panjang media berpori, (cm)

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan (3-4) adalah:

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible

Pengukuran permeabilitas absolut batuan dengan menganalisa core dilaboratorium menggunakan alat Ruska Universal Permeameter, seperti pada Gambar 3.20. dari alat ini data dapat diperoleh dengan menginjekkan media gas atau liquid pada aliran yang mantap (steady state). Cara kerja alat ini yaitu :

Masukkan core ke dalam core holder.

Mengisi burette dengan test liquid (air).

Membuka core holder valve dan burette akan diisi.

Jika burette sudah terisi melalui batas atas tutup cut off valve.

Mengatur tekanan yang diinginkan pada pressure gauge dengan mengatur

regulator.

Mengembalikan discharge fill valve ke discharge.

Mencatat waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida dari batas atas hingga batas bawah burette.

Perhitungan :

K =

EMBED Microsoft Equation 3.0 dimana q =

Dimana :

K = Permeabilitas dari sampel, (Darcy)

= Viskositas dari cairan test, (cp)

V = Volume cairan yang dialirkan melalui sampel, (cm3)

L = Panjang dari sampel, (cm)

P = Tekanan, (atm) dibaca dari pressure gauge

t = Waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan cairan melalui sampel (50cc, 10cc, atau 5 cc), (detik)

Gambar 3.20.

Model Alat Ruska Universal Permeameter2)

Pengukuran Saturasi Fluida

Pengukuran untuk menentukan saturasi fluida dengan menggunakan alat Dean & Stark Apparatus, seperti pada Gambar 3.21. Cara kerja alat sebagai berikut:

1. Mengambil fresh core atau core yang telah dijenuhi air dan minyak.

2. Menimbang core tersebut, misal beratnya = a gr.

3. Memasukkan core tersebut kedalam labu Dean and Stark yang telah diisi dengan toluena. Lengkapi dengan water trap dan refluk condensor.

4. Memanaskan selama + 2 jam hingga air tidak tampak lagi.

5. Mendinginkan dan baca air yang tertampung di water trap, misalnya = b cc = b gram.

6. Mengeringkan sampel dalam oven + 15 menit ( pada suhu 110 0C ). Mendinginkan dalam exicator + 15 menit, kemudian timbang core kering tersebut, misalnya = c gram.

7. Hitung berat minyak = a - ( b - c ) gram = d gram.

8. Hitung volume minyak :

= e cc

9. Hitung saturasi minyak dan air :

So = Sw =

Gambar 3.21.

Metode Dean and Stark Apparatus2)3.7.2.2. Analisa Core Spesial

Semua data sifat fisik batuan memerlukan pengukuran yang akurat. khususnya pengukuran data distribusi fluida dan karakteristik aliran multifasa dari batuan reservoar merupakan hal yang penting untuk studi reservoar secara detail. Pada analisa core special diperlukan sampel yang segar (fresh), namun pada prakteknya sampel dibersihkan dengan cara ekstraksi dan dikembangkan ke kondisi mula-mula.

Secara umum parameter yang dapat diukur dengan analisa core spesial adalah distribusi fluida di reservoar, karakteristik aliran dua fasa (minyak-gas dan minyak-air).a. Pengukuran Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur dimana keduanya dalam keadaan statis di dalam sistem kapiler. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non-wetting fasa (Pnw) dengan fluida wetting fasa (Pw). Berdasarkan Gambar 3.22. sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan dinding pipa yang arah resultannya ke atas. Gaya-gaya yang bekerja pada sistem tersebut adalah :

Besar gaya tarik keatas adalah 2rAT, dimana r adalah jari-jari pipa kapiler. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah r2 h g (w - o).

Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Pc = Po - Pw........................(3-32)

Perbedaan tekanan permukaan antara minyak dengan air berhubungan dengan perbedaan densitas dan ketinggian dari kenaikan air.

Pc = (w o) g h...............................................................................................(3-33)

Dimana :

Po

= Tekanan fasa non-wetting (oil = minyak), (dyne/cm2)

Pw

= Tekanan fasa wetting (water = air), (dyne/cm2)

Pc

= Tekanan kapiler, (dyne/cm2)

w = Densitas air, (gr/cm3)

o

= Densitas minyak, (gr/cm3)

h = Ketinggian kenaikan air pada pipa kapiler, (cm)

Gambar 3.22.

Hubungan Tekanan Dalam Pipa Kapiler2)

Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya keatas akan sama dengan gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :

2 r AT = r2 g h

Dan

Pc = g h , AT =

maka, ....................(3-34)

Dimana :

= Tegangan permukaan antara dua fluida, (dyne/cm)

cos = Sudut kontak permukaan antara dua fluida, (dyne/cm)

r

= Jari-jari lengkung pori-pori, (cm)

= Perbedaan densitas dua fluida, (gr/cm3)

g = Percepatan gravitasi, (cm/dt2)

h

= Tinggi kolom, (cm)

Peralatan yang digunakan untuk pengukuran tekanan kapiler adalah Restored State Capillary Pressure Apparatus, dimana konsep ini dikeluarkan oleh Bruce dan Welge seperti yang terlihat pada Gambar 3.23. Prinsip kerja metode ini adalah mengukur tekanan dan air yang keluar cell sampai tidak ada pertambahan air pada suatu tekanan yang diberikan. Cara kerja dari metode ini adalah:

1. Menjenuhi core dengan air yang telah diketahui porositas dan permeabilitasnya. Core yang telah terjenuhi diletakkan pada membran yang bersifat water wet, yaitu membran yang hanya dapat dilalui oleh fluida yang sifatnya membasahi (wetting). 2. Kemudian fluida non wetting seperti udara, nitrogen, minyak dan sebagainya dipompakan perlahan-lahan kedalam cell, tekanan pemompaan (Pc) dipertahankan konstan sampai interval waktu tertentu.3. Fluida non wetting (udara) ini akan masuk semua kepori-pori batuan sehingga air akan keluar dari cell melalui membran. Tekanan dari udara dan air yang keluar diukur dan dicatat sampai tidak ada pertambahan air pada suatu tekanan yang diberikan. 4. Proses yang berikut serupa dilakukan untuk tekanan yang lebih besar, sampai kenaikan tekanan tidak lagi memberikan penambahan volume air. Saturasi air pada keadaan ini adalah saturasi air residual.

Gambar 3.23.

Skema Peralatan Restored State8)

Tekanan kapiler mempunyai dua pengaruh penting dalam reservoir minyak atau gas, yaitu mengontrol distribusi fluida di dalam reservoir dan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui ruang pori-pori reservoir sampai mencapai batuan yang impermeabel. Pada Gambar 3.24. menyatakan bahwa h akan bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang panjang. Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas. Batuan reservoir dengan permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada reservoir dengan permeabilitas yang rendah.

Gambar 3.24.

Variasi Pc terhadap Sw4)

a) Untuk Sistem Batuan yang Sama dengan Fluida yang Berbeda

b) Untuk Sistem Fluida yang Sama dengan Batuan yang Berbeda

b. Pengukuran Wettabilitas

Wettabilitas didefinisikan sebagai kecenderungan fluida untuk melekat pada permukaan batuan. Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi yaitu gaya tarik-menarik partikel yang berlainan. Besaran wettabilitas dapat dilihat pada Gambar 3.25. ini sangat dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu :

1). Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoir

2). Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butir batuan maka semakin besar gaya adhesi yang terjadi

3). Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat di dalam minyak mentah (crude oil) Dalam sistem minyak-air benda padat, gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

AT = so - sw = wo. cos wo ....................(3-35)

Dimana :

AT = Gaya adhesi, (dyne/cm)

so = Tegangan permukaan minyak-benda padat, (dyne/cm)

sw = Tegangan permukaan air-benda padat, (dyne/cm)

wo = Tegangan permukaan minyak-air, (dyne/cm)

wo = Sudut kontak minyak-air

Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positif ( < 90o), yang berarti batuan bersifat water wet (Kejadian ini sebagai akibat dari gaya adhesi yang lebih besar pada sudut lancip yang dibentuk antara air dengan batuan dibandingkan gaya adhesi pada sudut yang tumpul yang dibentuk antara minyak dengan batuan). Sedangkan bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip ( > 90o), berarti batuan bersifat oil wet.

Pada umumnya reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak di antara fasa air. Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir.

Gambar 3.25.

Kesetimbangan Gaya-Gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan2)

Pengukuran wettabilitas dapat menggunakan Metode Amott (dengan alat laboratorium yaitu Spontaneous Imbibition) yang ditunjukkan pada Gambar 3.26. Cara pengukurannya sebagai berikut:

Dilakukan percobaan pertama, core yang dijenuhi air dimasukkan kedalam Spontaneous Imbibition (SI) yang selanjutnya diisi oleh minyak. Kemudian didiamkan selama 20 jam, jika ada air yang didesak oleh minyak dalam SI dicatat sebagai Vwsp (dengan melihat skala buret).

Kemudian dilakukan percobaan kedua, core lain yang dijenuhi oleh minyak dimasukkan kedalam alat Spontaneous Imbibition yang selanjutnya diisi oleh air. Kemudian didiamkan selama 20 jam, jika adanya minyak yang didesak oleh air dalam SI, dicatat sebagai Vosp (dengan melihat skala buret).

Volume air yang didesak sampai Swi (Saturation water initial) dalam core oleh minyak (yang didapat dari percobaan dengan menggunakan coreflood apparatus dengan prinsip kerja, core yang digunakan telah dipakai dalam SI jenuh minyak kemudian didesak kembali oleh minyak) dan ditambah dengan Vwsp dicatat sebagai Vwt.

Volume minyak didalam core yang didesak oleh air sampai Sor(saturation oil residual) (yang didapat dari percobaan dengan menggunakan coreflood apparatus dengan prinsip kerja, core yang digunakan telah dipakai dalam SI jenuh air kemudian didesak kembali oleh air) dan ditambah dengan Vosp dicatat sebagai Vot.

Hitung indeks wettabilitas dari metode Spontaneous Imbibition sebagai berikut :

o =

w =

Sehingga I ( indeks wettabilitas ) = w - o

Dimana : jika 0 < I < 1 water wet

jika -1 < I < 0 oil wet

Keterangan :

Vwsp = Volume air yang didesak oleh minyak dalam SI

Vwt = Jumlah volume air yang didesak oleh minyak pada Spontaneous Imbibition dan coreflood apparatus.

Vosp = Volume minyak yang didesak oleh air dalam SI

Vot = Jumlah volume minyak yang didesak oleh air pada Spontaneous

Imbibition dan coreflood apparatus.

Gambar 3.26.

Spontaneous Imbibition15)c. Pengukuran Kompressibilitas Batuan

Kompressibilitas batuan didefinisikan sebagai perubahan volume batuan yang disebabkan karena adanya perubahan tekanan batuan. Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan juga akan mengalami perubahan. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk) batuan reservoir. Menurut Geerstma (1957) ada tiga konsep tentang kompressibilitas batuan, antara lain :

Kompressibilitas matriks batuan, Cr

Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan. Secara matematis persamaan koefisien kompressibilitas sebagai berikut :

Dimana :

Cr = Koefisien kompressibilitas matrik batuan, (psi-1)

Vr = Volume material padatan (cm3)

T = Temperatur konstan Kompressibilitas bulk, CB

Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Secara matematika dirumuskan koefisien kompressibilitas

CB =

Dimana :

Cr = Koefisien kompresibilitas batuan, (psi-1)

Vb = Volume bulk, (cm3)

Kompressibilitas pori-pori batuan, CP

Didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume pori dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Secara matematika dirumuskan koefisien kompressibilitas sebagai :

CP =

Dimana :

Cp = Koefisien kompresibilitas pori batuan, (psi-1)

Vp = Volume pori batuan (cm3)

P = Tekanan pori, (psi)

Diantara konsep diatas kompressibilitas poripori batuan dianggap paling penting dalam teknik reservoir khususnya. Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua tekanan, yaitu :

a. Internal stress, yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan (tekanan fluida formasi).

b. Eksternal stress, yang berasal dari pembebanan batuan yang ada di atasnya (tekanan overburden).

Pengukuran kompressibilitas batuan dengan menggunakan alat Hydrostatic Load Cell, seperti pada Gambar 3.27. Untuk mengukur kompressibilitas terhadap volume pori, alat ini dapat mengalirkan tekanan internal (tekanan fluida dalam inti batuan) dan tekanan eksternal (tekanan hidrostatik) sebagai tekanan overburden. Sebuah tabung kapiler yang kecil digunakan untuk mengukur perubahan volume pori yang diukur dari volume fluida yang keluar dari ruang pori. Cara pengukuran kompressibilitas sebagai berikut:

Core terlebih dahulu dibersihkan, dikeringkan kemudian ditimbang. Dicatat sebagai volume batuan, misalkan = a gram Kemudian core dijenuhi fluida minyak lalu ditimbang, misalkan = b gram. Hitung berat minyak = (b a ) gram = c gram. Hitung volume minyak = = d cc. Volume minyak ini sebagai volume pori batuan. Kemudian memasukkan core yang telah dijenuhi minyak kedalam Hydrostatic load cell. Lalu diberi tekanan hidrostatik (tekanan eksternal) yang dijaga konstan. Bersamaan dengan itu tekanan internal (laju air formasi yang dimasukkan kedalam core) diturunkan, ini sebagai fungsi (dP) psi, kemudian perubahan tekanan ini dicatat. Dengan tekanan diturunkan akan mempengaruhi volume fluida minyak yang keluar akibat terdorong dari air formasi sehingga menuju outlet, ini sebagai fungsi (dVp) cc. Volume fluida minyak yang keluar ditampung pada tabung kapiler, volume cairan ini dicatat. Sehingga kompressibilitas pori dapat dihitung dengan persamaan :Cp = -, psi-1.

Gambar 3.27.

Pengukuran Kompressibilitas Volume Pori15)

Pengukuran Permeabilitas Relatif

Metode umum untuk mengukur permeabilitas relatif menggunakan metode apparatus yang ditunjukkan pada Gambar 3.28. Metode ini merupakan modifikasi dari metode Penn State dan dikembangkan oleh morse. Sampel uji didapat pada akhir pengujian diantara sampel uji lainnya dengan tipe yang sama. Kesamaan dari tiga core tersebut yaitu bertujuan untuk mengurangi efek tekanan kapiler pada akhir (terutama pada akhir downstream)dari sampel uji. Ini menjadi bukti bahwa saturasi dari berbagai macam distribusi fluida akan seragam selama aliran steady state masih berjalan. Katup hilir juga digunakan sebagai campuran utama dari injeksi fluida. Saturasi awal dilakukan pada core dengan fluida yang didesak, (biasanya minyak), dan berat pengujian dicatat. Aliran minyak yang konstan membuktikan bahwa tekanan akan turun secara mendadak. Aliran minyak kemudian didesak tiba-tiba dan fluida pendesak (gas atau air) menstimulasi injeksi dengan cukup untuk menjaga tekanan turun. Keseimbangan terjadi ketika volume yang masuk dan keluar adalah sama. Salah satu saturasi yang baik yaitu secara gravimetri dengan memindahkan dan membebani sampel, atau secara elektrik dengan pengukuran resistivity. Lalu, aliran minyak akan berkurang sedangkan gas atau air akan naik. Ulangi prosedur ini secukupnya hingga perhitungan menjadi sama sampai langkah terkecil yaitu permeabilitas dari berbagai fasa dengan saturasi yang beragam. Saturasi tentu dihitung pada tahap selanjutnya. Porositas dan permeabilitas absolut core diukur pada awal pengujian..

Gambar 3.28.

Modifikasi Penn State Permeabilitas Apparatus8)3.8. Pengolahan Data Karakteristik reservoar

Dari berbagai data yang diperoleh dari berbagai macam sumber kemudian ditentukan data-data yang dapat mewakili (representative) dari keadaan reservoar tersebut. Metode yang digunakan untuk mendapatkan data reservoar yang representative diantaranya adalah metode statistik dan metode cut-off.3.8.1. Metode statistik

Analisa parameter-parameter reservoar dengan metode statistik meliputi analisa secara vertikal dan lateral pada suatu reservoar. Secara vertikal meliputi penentuan harga average pada setiap sumur, sedangkan secara lateral digunakan korelasi regresi dari suatu tempat ke tempat yang lain.

3.8.1.1. Metode Rata-Rata

Jika kita melakukan pengamatan terhadap data sampel atau distribusi frekuensinya, maka kita akan memperoleh kesan bahwa sebagian besar data tersebut terdiri dari nilai-nilai observasi yang bertendensi untuk memusatkan diri pada sekitar suatu nilai tertentu. Gejala pemusatan demikian disebut tendensi sentral. Tiga ukuran dari tendensi sentral yang umum digunakan adalah : Mean, Median, Modus serta Standar Deviasi.

A. Mean

Mean adalah harga rata-rata dari random variabel. Bila data sampel tidak terlalu banyak, maka rata-rata hitung (arithmetic mean) dirumuskan sbb :

.......................................................................................................(3-36)

Dimana :

X = Nilai rata-rata hitung.

Xi= Harga sampel ke-i

n= Jumlah observasi/sampel

Selain dari arithmetic mean, ada kalanya rata-rata dihitung dengan tertimbang (weighted average). Rata-rata ini diperoleh dengan memasukkan faktor timbangan untuk tiap-tiap observasi, sehingga :

.................................................................................................(3-37)

Dimana :

Wi= Faktor timbangan

Xi= Nilai observasi ke-i

Jika perbandingan tiap dua data berurutan tetap atau hampir tetap, rata-rata ukur (geometric mean) lebih baik dipakai daripada rata-rata hitung, apabila dikehendaki rata-ratanya. Harga geometric mean untuk L jumlah data diberikan oleh persamaan berikutnya :

Xg = (X1.X2.X3....XL) = .....................................................................(3-38)

Jika harga ruas kiri dan kanan dilogkan maka persamaan (3-38) menjadi :

Log Xg = 1/L (Log X1 + Log X2 + Log X3)

Log Xg = ......(3-39)

Bila jumlah observasi banyak, maka data terlebih dahulu disusun dalam distribusi frekuensi, sehingga memudahkan dalam perhitungan, persamaannya:

Xa= .....(3-40)

Log Xg = .(3-41)

Dimana:

Xi= Titik tengah interval kelas]

fi= Frekuensi pada interval kelas ke-I, fraction

L= Jumlah observasiB. Median

Median adalah nilai sentral dari sebuah distribusi frekuensi sampel yang secara teoritis membagi seluruh jumlah observasi atau pengukuran sampel kedalam dua bagian yang sama. Jumlah frekuensi nilai-nilai observasi sampel yang lebih kecil dari sampel median akan sama dengan jumlah frekwensi nilai-nilai observasi sample yang lebih besar dari median tersebut.

Median = ...................................................................(3-42)

Dimana :

Li= Batas bawah kelas median

n= Banyaknya observasi sampel

( = Jumlah frekuensi kelas yang lebih rendah dari kelas median

fmed= Frekuensi kelas median

C= Interval kelasC. Modus

Modus adalah harga dari variabel random yang paling sering terjadi atau dapat juga dikatakan bahwa modus dari suatu kumpulan harga yang mempunyai frekuensi terbesar. Secara umum modus dapat ditentukan dengan persamaan :

Modus = ....................................................................(3-43)

Dimana :

Xo= Titik tengah kelas modus

C= Interval kelas

fo= Frekuensi kelas modus

f1= Frekuensi kelas sesudah kelas modus

f2= Frekuensi kelas sebelum kelas modusD. Standart Deviasi

Standart deviasi adalah akar kuadrat dari rata-rata penyimpangan kuadrat mean. Setiap harga yang mungkin dari random variabel berlokasi pada jarak tertentu dari harga rata-ratanya yang diukur di sepanjang sumbu horizontal. Standart deviasi didefinisikan sebagai berikut :

Sd = ..................................................................................(3-44)

Dimana :

fi= Frekuensi untuk kelas interval ke-i, fraction

Xi= Titik tengah setiap interval

Xa= Mean

3.8.1.1.1. Analisa data porositas

Parameter arithmetic average dan weighted average merupakan salah satu metode statistik yang digunakan untuk mengevaluasi sifat fisik batuan reservoir, khususnya data porositas bernilai tunggal dapat dinyatakan dengan persamaan berikut :

Arithmetic average ...(3-45)

(3-46)

Metode statistik yang digunakan untuk menyatakan besarnya rata-rata (central tendency) dari kurva histogram yaitu : median porosity dan arithmetic mean porosity.

...................................................................................................(3-47)

Dimana :

= Arithmetic mean porosity

= Harga porositas pada mid plot dari kelas interval atau range ke-i.

fi= Frekuensi untuk klas interval ke-i, fraction

n = Jumlah kelas interval

Harga geometric mean untuk L jumlah data diberikan oleh persamaan berikut :

.........................................................................................(3-48)

Untuk data-data yang diklasifikasikan maka persamaan (3-48) dapat dituliskan sebagai berikut :

.....................................................................................(3-49)

Dimana kelas interval (range) dalam skala logaritma dan aplikasinya akan memberikan evaluasi permeabilitas.

Untuk menentukan harga standart deviasi maka persamaan yang diberikan adalah:

..............................................................................(3-50)

Dimana : Xa = Arithmetic meanUntuk kurva distribusi normal maka fungsi frekuensi dinyatakan dengan :

.......................................................................(3-51)

Dimana :

e= Bilangan pokok dari natural logaritma = 2,717828

X= Harga variabel

Xa= Arithmetic mean3.8.1.1.2. Analisa data permeabilitas

Prosedur yang digunakan untuk menentukan weighted average dari permeabilitas sama dengan prosedur weighted average porosity. Bila permeabilitas dinyatakan dengan klas interval tertentu yang setara dengan interval logaritma permeabilitas yang telah diberikan oleh Law, maka harga weighted average permeability dinyatakan dengan persamaan :

Aritmethic average K ..................................................................................(3-52)

Weighted average K ....................................................................................(3-53)

Dua kemungkinan variasi permeabilitas yang menarik bagi engineering adalah efek dari variasi vertikal atau tipe zona yang berbeda materailnya dan efek dari variasi daerah. Studi yang mendalam dari analisa core, electric log, dan radioaktif log akan mengindikasikan jika dua atau lebih sistem permeabilitas yang berbeda dalam arah vertical pada reservoir. Jika tidak ada indikasi variasi vertical, data core harus dianalisa dengan batas daerah.

Jika klasifikasi yang diberikan Law : log 2 (kj/ki) = j, dimana j = 1,2,3,....dst, menghasilkan distribusi normal untuk selanjutnya persamaan fungsi frekuensi (3-46) digunakan untuk menggambarkan variasi permeabilitas dengan frekuensi kumulatif atau jumlah sampel. Muskat memberikan distribusi permeabilitas yang tidak normal, akan tetapi mendekati distribusi eksponensial. Sampel diplotkan pada kertas semilog sebagai fungsi dari harga kumulatif sampel yang mempunyai harga permeabilitas rendah. Plot yang sama akan menghasilkan garis lurus, dinyatakan dengan persamaan (3-54), jika permeabilitas diplot sebagai fungsi frekuensi kumulatif.

Log 10k = m . N + b ............................................................................(3-54)

Dimana :

N= Jumlah sampel dengan harga permeabilitas rendah

m= Slope dari kurva

b= Intercept harga log k jika N berharga 0

k= Permeabilitas

Bila jumlah sampel (N) diganti dengan frekwensi kumulatif (F) maka akan merubah sudut kurva (slope).

Untuk mendapatkan harga permeabilitas rata-rata, maka dapat dipergunakan harga geometric mean sebagai berikut :

........................................................................................(3-55)

sedangkan untuk data-data yang diklasifikasikan (kelompok) persamaan dapat dituliskan sebagai berikut :

..............................................................................(3-56)

Dimana:

kg= Geometric mean permeability

ki= Permeabilitas dari sampel ke i

(ka)j= Arithmetic average permeability dari klas interval logaritma ke-j

Fj= Frekuensi kumulatif dari interval ke j, fraction

Harga permeabilitas dapat digunakan untuk menentukan net sand dalam mengkalkulasi banyaknya hidrokarbon. Pemilihan harga permeabilitas dapat diseleksi dari kurva yang dihilangkan (cut-off permeability).3.8.1.1.3. Analisa data saturasi air

Saturasi air dapat digambarkan sebagai fungsi dari tekanan kapiler dan juga dapat dihubungkan dengan permeabilitas, ada empat pendekatan untuk menentukan kandungan air pada reservoir yaitu :

1. Metode Pertama

Berdasarkan harga geometric mean dari permeabilitas yang muncul dari suatu reservoar dan mengevaluasi saturasi air sebagai fungsi ketinggian diatas free water table.

2. Metode KeduaMenentukan harga rata-rata saturasi air dari tekanan kapiler pada volumetric mid point dari reservoar hidrokarbon. Dengan menggunakan tekanan kapiler dan geometric mean permeability, saturasi air dapat dilihat secara langsung dari penurunan data tekanan kapiler.

3. Metode KetigaSecara matematik identik dengan metode kedua dimana plot logaritma permeabilitas versus saturasi air akan menghasilkan garis lurus. Saturasi air untuk tekanan kapiler pada mid point pada klas permeabilitas dengan range logaritma dibaca dari data penurunan tekanan kapiler di lapangan.

4. Metode KeempatMerupakan metode perhitungan yang lebih detail, dimana pertambahan volume diseleksi dan semakin kecil seleksinya maka akan semakin teliti. Setiap data pada pertambahan volume dianalisa dan permeabilitas rata-rata serta ketinggian mid point ditentukan. Kemudian hubungan saturasi air dibaca dari penurunan data tekanan kapiler. Saturasi rata-rata didefinisikan dengan persamaan sebagai berikut :

.......................................................................................(3-57)

........................................................................................(3-58)

Dimana:

L= Jumlah sampel

Wj= Weight factor volume batuan sampel dengan total volume batuan hidrokarbon.

Swj = Saturasi sampel ke-j

Vj= Volume pori sampel ke-j

3.8.1.2. Metode korelasi-regresi

Kelayakan analisa data berhubungan dengan suatu variabel lainnya. Bila terdapat suatu hubungan antar variabel atau hubungan tersebut dapat dirumuskan, maka variabel-variabel tersebut dikatakan berhubungan secara fungsional. Suatu variabel dapat diramalkan dari variabel lain apabila antara variabel yang diramalkan (dependent variable), dan variabel yang digunakan untuk meramalkan (independent variable) terdapat korelasi yang signifikan. Hubungan antara dependent variable dengan independent variable dapat dilukiskan dalam suatu garis. Garis ini disebut garis regresi, sedangkan persamaan yang menyatakannya disebut persamaan regresi.A. Analisa Korelasi

Analisa korelasi adalah metode statistik yang digunakan untuk menentukan kuatnya atau terjadinya derajat hubungan dua garis lurus antara variabel. Semakin linier garis tersebut semakin erat hubungan antara dua variabel tersebut. Ukuran yang menyatakan hubungan garis lurus dinamakan koefisien korelasi.

Dalam analisa korelasi sederhana, variabel yang digunakan semua random dan keduanya bivariate normal. Untuk menentukan korelasi diantara dua variabel X1 dan X2 penelitian harus mengambil sejumlah sampel dari suatu populasi dan mengukur X1 dan X2 secara sendiri-sendiri dalam sampel Selanjutnya untuk mempelajari hubungan antara sepasang variable X1 dan X2 tersebut adalah setelah data dikumpulkan, dapat digambarkan pada diagram pencar (scatter diagram).

Diagram pencar adalah suatu plot antara satu variabel versus variabel lainnya, dimana pada ordinatnya menunjukkan dependent variable sedangkan pada absisnya untuk melakukan plotting data yang berasal dari independent variable. Tetapi hal ini tidak selalu dapat dilakukan dalam diag