Slide 1

MEKANIKA RESERVOIRDosen Pengampu :Ira Herawati, ST. MTBeberapa Parameter Reservoir Yang BerhubunganDengan Kegiatan Explorasi/Exploitasi Minyak Dan GasPorositasPermeabilitas absolutPermeabilitas relatifTekanan kapilerSaturasi fluidaKompresibilitasPOROSITASPorositas adalah ukuran pori-pori batuan. Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara pori batuan dengan volume total batuan.

Porositas digolongkan menjadi dua yaitu:(1) Original atau primer(2) Induced atau sekunderPorositas original (atau primer): Pori-pori terbentuk pada saat pengendapan material-material pembentuk batuan.Porositas primer ditandai oleh susunan butir yang intergranular pada sandstones dan intercrystalline dan oolitic pada limestones.

Contoh Porositas Primer:Porositas induced (atau sekunder) Terbentuk oleh proses geologi yang terjadi setelah pengendapan. Porositas sekunder ditandai oleh adanya rekahan seperti dijumpai pada shales dan limestones, dan vug seperti dijumpai pada limestones.

Beberapa Susunan Packing Porositas Primer:Sisi kubus, s= 2 x radius butir = 2rVolume total= volume kubus = (2r)3Volume butir di dalam kubus = 8 x [1/8 (4pr3/3)] = 4pr3/3Porositas = Volume pori / Volume total= [(2r)3 - 4pr3/3]/[ [(2r)3] = 0,476 = 47,6%Porositas Maksimum Susunan Packing Berbentuk Kubus:Porosity = 48%Porosity = 27 %COMPARE SIZES OF PORESAND PORE THROATS

Porosity = 14%

Packing of Two Sizes of SpheresPorosity = 14%Hubungan Skewness dengan Porositas:

Porositas dipengaruhi oleh:PrimerDistribusi ukuran butir (sorting)Susunan butirBentuk butirSekunderSementasiDolomitisasi/DissolusiRekahan dan VugKompaksiSLIDE 2AHPBerdasarkan komunikasi antar pori-pori, porositas digolongkan menjadi dua:

porositas total porositas efektifPorositas total adalah perbandingan antara volume seluruh pori dalam batuan terhadap volume total batuan.

Porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori yang saling berhubungan dengan volume total batuan Pengukuran volume total

Diukur langsung dimensinya

Memasukkan sample kedalam fluida dan diamati volume fluida yang terdesak (pertambahan volume) Menjaga agar fluida tidak memasuki pori-pori batuan dengan:(1) melapisi batuan dengan parafin,(2) batuan dijenuhi terlebih dulu dengan fluida yang sama, atau(3) menggunakan air raksa (mercury).Pengukuran porositas di laboratorium:

Parameter-parameter yang perlu diketahui adalahVolume total (bulk volume), Volume pori dan Volume butir.

Sample batuan yang dilapisi dengan parafin dimasukkan dalam air. Pengamatan dilakukan sebagai berikut:

MakaContoh 1.1:Sample batuan yang telah dijenuhi dengan air dimasukkan dalam air. Pengamatan dilakukan sebagai berikut:Contoh 1.2:

Maka:Contoh 1.3:Sample batuan kering dimasukkan dalam air raksa Pycnometer. Pengamatan dilakukan sebagai berikut:

Maka:Pengukuran volume butir

Volume butir dapat diukur dari berat sample kering dan berat jenis butir. Berat jenis butir yang digunakan biasanya adalah berat jenis quartz, yaitu 2,65 gm/cc.Porositas yang didapat dari pengukuran ini adalah porositas total Contoh 1.4:Pengukuran porositas menggunaka metode Melcher-Nutting. Diamati data berikut:

Maka:Pengukuran Porositas Efektif:

Metode atau teknik yang digunakan untuk mengukur porositas efektif adalah:

(1) Metode Gas Expansion menggunakan Stevens porosimeter(2) Metode Saturation Contoh 1.5:Dari pengamatan menggunakan Stevens porosimeter terhadal sample core diperoleh data berikut ini:A = Volume core chamber = 15 ccVolume udara (bacaan pertama) = 6,970Volume udara (bacaan kedua) = 0,03Volume udara (bacaan ketiga) = 0Maka:B = Bacaan total = 7 ccVolume butir efektif = A - B = 15 7 = 8 ccVolume bulk dari pycnometer = 10 cc (diketahui)Porositas efektif = [(10-8)/10]x100% = 20%Pengukuran porositas efektif menggunakan metode saturation dilakukan dengan menjenuhkan sample kering dengan fluida dengan berat jenis yang diketahui.

Volume pori dapat dihitung dari perbedaan berat sample yang dijenuhi fluida dengan sample kering. Contoh 1.6:Diketahui data berikut

MakaPorositas efektif = [2,5/9,9]x100% = 25,3%PRIMARY (ORIGINAL) POROSITYDeveloped at deposition Typified byIntergranular pores of clastics or carbonatesIntercrystalline and fenestral pores of carbonatesUsually more uniform than secondary porosity14FACTORS THAT AFFECT POROSITYParticle sphericity and angularityPackingSorting (variable grain sizes)Texture

Cementing materialsOverburden stress (compaction)Vugs, dissolution, and fractures

PRIMARYSECONDARY (DIAGENETIC)15In the geology section, we show core photographs with examples of porosity. For now, it is useful to note these effects:

Porosity increases as angularity of particles increases.Previous slides on particle packing show how porosity can be affected by packing.Porosity increases as the range of particle size decreases. In contrast, porosity decreases as the volume of interstitial and cementing material increases.Porosity decreases as the compaction increases (greater depth generally means higher overburden stresses, higher compaction forces, and lower porosity)Vugs and fractures will contribute to porosity, but to understand their affect on effective porosity requires careful study of cores and special logging measurements.

PACKING AND SORTINGOF SPHERES (CLASTICS)Porosity = 48%Porosity = 27 %COMPARE SIZES OF PORESAND PORE THROATS

Porosity = 14%

Packing of Two Sizes of SpheresPorosity = 14%16GRAIN-SIZE SORTING IN SANDSTONEVery WellSortedWellSortedModeratelySortedPoorlySortedVery PoorlySortedSORTING17Change of CompositionChange of SizeChange of ShapeChange of OrientationChange of PackingSandShaleEolianFluvialSlow CurrentFast CurrentRiverBeachTYPES OF TEXTURAL CHANGES SENSEDBY THE NAKED EYE AS BEDDING18 Fluvial sediment is deposited by rivers. Eolian sediment is deposited by wind (example: desert sand dunes)

SANDSTONE COMPOSITION,Framework GrainsNorphlet Sandstone, Offshore Alabama, USAGrains ~0.25 mm in Diameter/LengthPRFKFPKF = Potassium FeldsparPRF = Plutonic Rock FragmentP = PorePotassium Feldspar isStained Yellow With aChemical DyePores are Impregnated WithBlue-Dyed EpoxyKF QQQ = QuartzPhoto by R. Kugler19 Plutonic rock fragments are derived from igneous rocks, such as granite.MECHANICS OF COMPACTIONModified from Jonas and McBride, 1977Platy Grains(e.g., clays)Non-Platy Grains(e.g., qtz., feldspar)Rotation and Closer PackingDuctile GrainDeformationBreakage of Brittle GrainsPressure SolutionAt GrainContactsDuctile FrameworkGrain, e.g., Shale RockFragment)Influence Of Clay-Mineral DistributionOn Effective PorosityDispersed Clay Pore-filling Pore-lining Pore-bridgingClay LaminationStructural Clay(Rock Fragments,Rip-Up Clasts,Clay-Replaced Grains)fefefeClayMineralsDetrital QuartzGrainsfeef21TYPES OF SANDSTONES POROSITYIntergranular (Primary)DissolutionMicroporesFracturesInterstitial Void Space BetweenFramework GrainsPartial or Complete Dissolution ofFramework Grains or CementSmall Pores Mainly Between Detritalor Authigenic Grains (Can Also OccurWithin GrainsBreakage Due to Earth Stresses22FOUR COMPONENTS OF SANDSTONEMATRIXFRAMEWORK(QUARTZ)FRAMEWORK(FELDSPAR)CEMENTPORENote different use of matrixby geologists and engineers0.25 mmFrameworkMatrixCementPoresEngineeringmatrixGeologists ClassificationAyers, 2001DUAL POROSITY IN SANDSTONEMATRIXFRAMEWORK(QUARTZ)FRAMEWORK(FELDSPAR)CEMENTPORE0.25 mmSandstone Comp.FrameworkMatrixCementPoresDISSOLUTIONPOREFRACTUREPrimary and secondary matrix porosity systemFracture porosity systemDiagenesisAyers, 2001CLAY2nd STAGE CEMENTFrom Laubach et al., 1996FRACTURECHARACTERISTICSFROM MICROSCOPICTHIN SECTIONSOF SANDSTONE

Fractures cross grainsand cementsPORE-LINING MINERALS IN SANDSTONE

Scanning Electron MicrographNorphlet Formation, Offshore Alabama, USAPores Provide theVolume to StoreHydrocarbons

Pore Throats RestrictFlowPoreThroatPhotomicrograph by R.L. Kugler26CEMENTATION AND ROCK FLUID INTERACTIONS

Scanning Electron MicrographTordillo Sandstone, Neuquen Basin, ArgentinaPore Throats inSandstone MayBe Lined WithA Variety ofCement MineralsThat AffectPetrophysicalPropertiesPhotomicrograph by R.L. Kugler27INTERGRANULAR PORE AND MICROPOROSITY

IntergranularPoreMicroporosityKaoliniteQuartzDetritalGrainIntergranular PoresContain HydrocarbonFluidsMicropores ContainIrreducible WaterBackscattered Electron MicrographCarter Sandstone, Black Warrior Basin,Alabama, USA(Photograph by R.L. Kugler)28

Secondary Electron MicrographClay Minerals in Sandstone Reservoirs,Authigenic ChloriteJurassic Norphlet SandstoneOffshore Alabama, USA(Photograph by R.L. Kugler)Occurs as ThinCoats on DetritalGrain SurfacesOccurs in SeveralDeeply BuriedSandstones WithHigh Reservoir QualityIron-Rich Varieties ReactWith Acid~ 10 mm29 Authigenic chlorite in sandstone reservoirs typically is Fe- rich. This iron-rich chlorite may react with acid during well stimulation. This reaction results in the formation of gelatinous blobs that have large diameters relative to pore throat sizes. Thus, permeability may be reduced if pore throats become blocked by these gelatinous blobs. Some deeply buried (>20,000 feet) sandstone reservoirs containing authigenic chlorite grain coats have anomalously high porosity (may be in excess of 20%). Examples of deeply buried, chlorite-cemented sandstone with high reservoir quality include the Tuscaloosa and Norphlet sandstones in the U.S. Gulf Coast.

Clay Minerals in Sandstone Reservoirs,Authigenic KaoliniteSecondary Electron MicrographCarter SandstoneNorth Blowhorn Creek Oil UnitBlack Warrior Basin, Alabama, USASignificant PermeabilityReductionHigh Irreducible WaterSaturationMigration of FinesProblem(Photograph by R.L. Kugler)30 Kaolinite may fill pores or replace detrital grains, such as feldspar. Kaolinite is relatively inert and does not react with fluids that may be introduced into the reservoir. However, kaolinite platelets have large diameters relative to pore throats. As a result, under certain reservoir, kaolinite may migrate to and block pore throats, thus reducing permeability. Kaolinite also contains water in micropores between platelets and stacks of platelets. The presence of this water in kaolinite bearing sandstone must be acknowledged during well log analysis if proper interpretation of water saturation is to be made.

Electron PhotomicrographClay Minerals in Sandstone Reservoirs,Fibrous Authigenic IlliteJurassic Norphlet SandstoneHatters Pond Field, Alabama, USA(Photograph by R.L. Kugler)IlliteSignificantPermeabilityReductionNegligible PorosityReductionMigration ofFines ProblemHigh IrreducibleWater Saturation31 Illite in reservoirs typically occurs as sub-micron diameter fibers. These fibers can block pore throats, significantly reducing porosity. Fibrous illite is not typically recognized in samples from cores that have been air dried. During dryng of the core the delicate fibers collapse against grain surfaces. Thus, permeability measurments taken from authigenic illite bearing core samples may be in error. Lay-down illitecan cause a factor of 10 or more change in permeability.

Fibrous illite can be preserved in cores collected to preserve reservoir fluids. When these samples are critical-point dried, the original structure of illite can be observed with the scanning electron microscope.DISSOLUTION POROSITY

Thin Section Micrograph - Plane Polarized LightAvile Sandstone, Neuquen Basin, ArgentinaDissolution ofFramework Grains(Feldspar, for Example) and Cement may Enhance theInterconnected Pore System

This is SecondaryPorosityPoreQuartz DetritalGrainPartiallyDissolvedFeldsparPhoto by R.L. Kugler32 This photograph shows a partially dissolved (skeletal) feldspar in a reservoir sandstone. Felspar detrital grains and calcite cement most commonly dissolve in sandstone to produce secondary porosity. The term, secondary porosity, is used in other disciplines in a different context. For example, engineers may refer to fractures as secondary porosity. Secondary framework grain (or cement) dissolution may form early in the burial history of a sandstone. However, secondary porosity formed during late burial significantly improves the pore system of may reservoirs.DISSOLUTION POROSITY

Scanning Electron MicrographTordillo Formation, Neuquen Basin, ArgentinaPartiallyDissolvedFeldsparDissolution PoresMay be Isolated andnot Contribute to theEffective Pore SystemPhoto by R.L. Kugler33CARBONATE POROSITYCARBONATES POROSITY TYPESInterparticleIntraparticleIntercrystalMoldicPores between particles or grainsPores within individual particles or grainsPores between crystalsPores formed by dissolution of anindividual grain or crystal in the rockFenestralFractureVugPrimary pores larger than grain-supportedintersticesFormed by a planar break in the rockLarge pores formed by indiscriminatedissolution of cements and grainsGenerally, porosity in carbonates is lower thanin clastics, and its occurrence is more complex35InterparticleIntraparticleIntercrystalMoldicFenestralShelterGrowth-FrameworkFabricSelectiveFractureChannelVugNon-FabricSelectiveBrecciaBoringBurrowShrinkageFabric Selective or Not Fabric SelectiveIdealized Carbonate Porosity Types(modified from Choquette and Pray, 1970)36CARBONATE POROSITY - EXAMPLE

Thin section micrograph - plane-polarized lightSmackover Formation, Alabama(Photograph by D.C. Kopaska-Merkel)MoldicPores Due to dissolution and collapse of ooids (allochemical particles)

Isolated pores

Low effective porosity

Low permeabilityBlue areas are pores.CalciteDolomiteMoldicPoreCARBONATE POROSITY - EXAMPLE

Thin section micrographSmackover Formation, AlabamaBlack areas are pores.(Photograph by D.C. Kopaska-Merkel) Combination pore system

Moldic pores formed through dissolution of ooids (allochemical particles)

Connected pores

High effective porosity

High permeabilityMoldicPoreInterparticlePoresMoldic andInterparticle PoresPengukuran Porositas Dari Data LoggingLog yang digunakan untuk mengukur porositas in-situ adalah Sonic Log, Density Log dan Neutron Log. Pembacaan alat-alat ini dipengaruhi oleh porositas, fluida dan matrix. Jika pengaruh fluida dan matrix dapat ditentukan, maka pembacaan tersebut dapat dikorelasikan dengan porositas.

Pembacaan yang dilakukan oleh alat-alat ini meliputi radius beberapa inci dari lubang bore, karenanya masih dalam zona invasi (flushed zone atau invaded zone).

Sonic LogMenentukan porositas dan lithology Menentukan Rwa Menentukan mechanical formation properties, seperti poisson ratio Mengevaluasi rekahan dan permeabilitas Mengevaluasi overpressure Dikombinasikan dengan densitas log untuk mendapatkan seismic tracesPrinsip kerja dari sonic log Mengirimkan gelombang suara Mencatat/menerima suara Menganalisa suaraKecepatanKekuatan sinyalJenis gelombangPorositas dihitung berdasarkan persamaan Wyllie sebagai berikut:

tLOG=pembacaan sonic logtma=transit time di matriks (51 55 SS; 47.5 LS; 43.5 DOL) tf=transit time di fluida (189 ms/ft salt water; 216 fresh water; 238 oil; 626 methane) Menggunakan persamaan Raymer-Hunt-Gardner (RHG) porositas dihitung sebagai berikut:

Transit time yang digunakan untuk matrix pada metode RHG adalah 56 SS, 49 LS, 44 DOL. Densitas LogPrinsip kerja:Gamma rays dipancarkan dari sumber radioaktif.Gamma rays bertumbukan dengan elektron formasi, kemudian kehilangan energi.Detektor menghitung intensitas dari gamma rays yang kembali tersebutEnergi GR yang tinggi densitasEnergi GR yang rendah lithologi Parameter yang mempengaruhi pembacaan density log adalah shale/clay dan gas.Shales and claysDapat menyebabkan pembacaan log terlalu tinggi atau terlalu rendahVsh and fsh dapat diperoleh dari pembacaan log di zona shaleHydrocarbonsDi zona minyak, rhc = ro yang dapat diukur dari sample fluidaDi zona gas, rhc = rg yang dapat diukur atat-sifat gasGas akan menyebabkan pembacaan density log (rb) yang rendah, sehingga porositasnya terlalu tinggiPorositas dihitung berdasarkan persamaan berikut:

rb=pembacaan density logrma=densitas matriks (2,65 SS; 2.71 LS; 2.87 DOL) rf=densitas fluida (0.9 OBM; 1.0 fresh WBM; 1,1-1,2 salty WBM) NEUTRON LOGSUses of neutron logs Identify porous zones Determine porosity Identify gas in porous zones

Where neutron logs can be used Any borehole Open or cased Liquid- or air-filled

Depth of investigation 6-12 inches for CN

NEUTRON MEASUREMENTUsesLithology PorosityCurve fN

PerbDrfNCara kerja neutron log adalah sebagai berikut:

Neutrons dipancarkan dari sumber,Neutrons berinteraksi dengan Hidrogen dalam formasi,Neutrons kehilangan energy,Neutrons diabsorbsi atau dipantulkan kembali ke detectors.Pengaruh litologi terhadap neutron log adalah:

Neutron log melihat keberadaan hidrogen, tetapi beberapa minerals menyebabkan neutron kehilangan energi sampai tingkat tertentu,Neutron log mencatat NPHI yang berbeda pada formasi yang berbeda walaupun memiliki porositas yang sama.Pengaruh gas terhadap neutron log:

Gas memiliki konsentrasi hidrogen yang lebih rendah dibandingkan denga minyak atau air karena berat jenisnya yang lebih rendah,A neutron tool akan melihatnya sebagai air yang menempati volume yang lebih kecil; yang berarti porositas yang lebih rendah , Maka di zona gas, neutron membaca porositas yang terlalu rendah Pengaruh Shales terhadap porositas neutron:

Shale memiliki bound water yang immobile dan tidak mewakili porositas efektif-nya.

Akan tetapi, neutron tool mencatat keberadaan hidrogen dalam bound water di shales, dan neutron tool akan memberikan NPHI yang sangat besar.Koreksi Porositas Terhadap Shales

Permeabilitas

Permeabilitas adalah sifat dari media berpori dan merupakan ukuran dari kemampuan media berpori dalam mengalirkan fluida

Satuan permeabilitas yang digunakan dalam industri perminyakan adalah darcy, yang didefinisikan sebagai berikut:Sebuah media berpori dikatakan memiliki permeabilitas satu darcy jika fluida satu fasa dengan viskositas satu centipoise yang menjenuhi seluruh pori-porinya mengalir melaluinya pada kondisi aliran viscous dengan kecepatan satu centimeter cubic setiap detik per satu centimeter kuadrat luas penampang alir karena tekanan gradien sebesar satu atmosfir per centimeter.

Q=laju alir airA=penampang saringan pasirL=tinggi saringan pasirh=tinggi air pada manometerK=konstantan yang teramati Untuk fluida selain air, ditemukan bahwa konstanta K dapat dituliskan sebagai k/m, dimana k adalah sifat unik batuan dan m adalah viskositas fluida. Persamaan Darcy secara umum adalah:

50PermeabilitasDefinisiAdalah ukuran kemampuan batuan reservoir (media berpori) untuk mengalirkan/melalukan fluida. Hukum DarcyPersamaan darcy mendeskripsi aliran fluida melalui media berpori :

P2 P1 q A

L

5051dimana :k : permeabilitas, mdA : penampang aliran, ft2DP : perbedaan tekanan hulu hilir, psig atau psia: viskositas fluida, cpL : panjang media berpori, ft0,001127 adalah faktor konversi satuan

Hkm Kontinuitas Aliran

V : kecepatanA : Area

5152A1.Asumsi-asumsi Aliran LinierFluida incompressibleKondisi Aliran mantapMedia berpori homogen & isotropik

A2. Definisi satuan DarcyK = 1 Darcyjika : q= 1 cm3 / detikDP= 1 atmL= 1 cmm= 1 cp A= 1 cm2

5253C. Pengaruh2 ukuran butir dan sortasi /pilahan terhadap KButir-butir kasar dengan sortasi amat sangat bagus (extremely good) mempunyai harga K terbesar /tertinggi.

Sementara butir-butir sangat halus dengan sortasi jelek (poor) mempunyai harga K rendah.5354D. Pengaruh jenis-jenis batuan terhadap harga permeabilitasBatupasir (SS);Sistem porinya merupakan tipikal intergranularmempunyai K = 10 1000 md.

Karbonat (LS, Gp, Dolomit)Sistem porinya merupakan individual atau gabungan dari tipikal pori antar matriks, porositas sekunder, atau rekahan-rekahan alami.Harga K bisa > 1000 md.54Permeabilitas Absolut : Kemampuan batuan meloloskan satu jenis fluida yang 100% jenuh oleh fluida tersebut.

Permeabilitas Efektif : Kemampuan batuan meloloskan satu macam fluida bila terdapat dua macam fluida yang immiscible. Permeabilitas efektif lebih kecil daripada permeabilitas absolut.

Permeabilitas Relatif : Perbandingan antara permeabilitas efektif dan absolut. Semakin besar saturasi air maka permeabilitas relatif air akan membesar sebaliknya permeabilitas relatif minyak akan mengecil hingga nol yaitu pada saatSw = Swc (Critical water saturation).Aliran Horisontal

Persamaan Darcy untuk aliran horisontal adalah:Aliran Radial

Persamaan Darcy untuk aliran radial adalah:

Q=laju alir, cc/detk=permeabilitas, darcyh=ketebalan, cmm=viskositas, cppe=tekanan pada batas reservoir, atmpw=tekanan sumur, atmre=jari-jari pengurasan, cmrw=jari-jari lubang sumur, cm Permeabilitas Rata-Rata

Pada kenyataannya, batuan jarang bersifat seragam

Jika batuan terdiri dari lapisan, atau zona dengan harga permeabilitas tertentu, permeabilitas rata-rata dari batuan tersebut dapat dihitung menggunakan metode perata-rataan Aliran Linear Dan Radial Dengan Layer Parallel

Aliran RadialAliran Linear

Aliran Linear Dengan Layer Seri

Aliran Radial Dengan Layer Seri

Latihan:Empat layers yang memiliki panjang dan lebar yang sama tersusun secara parallel. Berapa permeabilitas linear rata-rata (horisontal) jika kondisinya sebagai berikut.Latihan:Empat layers yang memiliki ketebalan yang sama tersusun secara seri. Berapa permeabilitas rata-rata (horisontal) jika: (a) sistem alirannya linear (b) sistem aliran radial denga jari sumur 6 in dan jari pengurasan 2000 ft? Anggap layer 1 adalah yang terdekat dengan lubang sumur.

Pengukuran permeabilitas di laboratorium

Perm Plug Method Metode yang sering digunakan untuk formasi yang bersih dan cukup homogen menggunakan sample core silindris yang diameternya in dan panjangnya 1 in

Whole Core Measurement Metode yang kedua menggunakan sampel core full diameter dengan panjang 1 sampai 1 ft

Fluida yang digunakan pada kedua metode tersebut adalah gas atau fluida lain yang tidak reaktif

Perm Plug Method

Perm plug diambil dari core yang lebih besar paralel dengan bidang lapisan

Perm plug ini kemudian dikeringkan dalam oven. Jika proses pengeringannya sempurna, semua cairan dalam core akan hilang dan core tersebut akan terisi udara 100%

Perm plug ini kemudian dimasukkan dalam core holder

Udara diinjeksikan melalui sample core dengan gradien tekanan tertentu, dan laju alir udara yang melalui core diamatiPermeabilitas dihitung dengan persamaan berikut::

Gas Slippage

Phenomena gas slippage (disebut juga efek Klinkenbergsebagai penemunya) menyebabkan hasil pengukuran permeabilitas berbeda pada tekanan yang percobaan yang berbeda, jika menggunakan gas sebagai fluidanya.

Phenomena ini terjadi jika diameter kapiler mendekati mean free path dari gas. Mean free path gas merupakan fungsi dari ukuran molekul dan kinetic energi dari gas

Permeabilitas yang terukur (teramati) berbanding terbalik dengan tekanan rata-rata selama tes. Gas dengam berat molekul yang lebih rendah menghasilkan efek slippage yang lebih besar. Ekstrapolasi ketiga garis pada sumbu permeabilitas (pada =0) menghasilkan harga yang sama, yaitu harga permeabilitas liquid (equivalent liquid permeability).

Penentuan Permeabilitas Dari Korelasi EmpirikPersamaan KlikenbergTimur:Coates:Tixier:

Saturasi

Fraksi dari suatu fluida (minyak, air atau gas) di dalam media berpori.

Ada dua metode untuk menentukan saturasi awal fluida di dalam batuan reservoir.

Metode langsung adalah dengan mengukur saturasi dari sampel core yang diambil dari formasi (laboratorium).

Metode tidak langsung menentukan saturasi dengan mengukur sifat-sifat batuan yang berkaitan dengan saturasi (logging).Beberapa metode pengukuran saturasi di Lab adalah:(a)Retort method(b)Modified ASTM extraction method(c)Centrifuge method Pengukuran Saturasi Menggunakan Retort Methodmemanaskan core sample untuk menguapkan minyak dan air di dalam coreMinyak dan air yang menguap kemudian ditampung dalam wadah khusus Saturasi kemudian dihitung menggunakan persamaan ini

Beberapa kerugian metode ini adalah:

Untuk mengeluarkan semua minyak dalam core, temperatur yang diperlukan mencapai 1000oF sampai 1100oF. Pada temperatur sebesar ini, air yang terkristalisasi dalam batuan ikut teruapkan, menyebabkan volume air yang diperoleh selama tes lebih besar dari saturasi air interstitial (insterstitial water saturation)

Pada temperatur yang tinggi, minyak dapat mengalami cracking dan coking, dimana rantai hidrokarbon terpecah-pecah menjadi bagian yang lebih kecil. Perubahan molekul hidrokarbon ini cenderung menyebabkan volumenya berkurang dan dapat melapisi dinding pori dari core

Pengukuran Saturasi Menggunakan Modified ASTM extraction method

Saturasi minyak dihitung tidak langsung. Pengukuran Saturasi Menggunakan Centrifuge

Prinsip Kerja:

Solvent diinjeksikan ke dalam centrifuge.

Dengan adanya gaya centrifugal, solvent ini akan terdorong ke pinggir yang kemudian melewati core.

Solvent ini akan mengeluarkan air dan minyak dalam core.

Fluida yang keluar ini ditampung dan volume airnya diukur.

Metode centrifuge ini sangat cepat karena tekanan atau gaya centrifigal yang tinggi Pengukuran Saturasi Dari Data Log

Penentuan saturasi dari data logging dibagi menjadi dua kelompok besar, yaitu: metode yang digunakan pada formasi yang bersih (clean formation) dan metode yang digunakan pada formasi yang mengandung clay atau shale (shaly formations).Clean Formation

Rw=resistivity air formasiRt=resistivity formasiF=faktor resistivity formasiSLIDE 2BHP

Saturasi air pada flushed zone: Rmf=resistivity filtrat lumpur Rxo=resistivity formasi di flushed zoneSLIDE 2CHPSaturasi Air : Persentase volume pori batuan yang terisi air formasi (%). Biasanya ruang pori tersebut diisi oleh air ataupun minyak dan gas, namun bisa juga kombinasi ketiganya. Umumnya reservoir memiliki saturasi air 20% atau lebih yang berarti 20% pori-pori diisi oleh air dan 80 % diisi oleh fluida lain.Secara umum reservoir yangdianggap komersil/ekonomis harus memiliki saturasi air lebih kecil dari 60%.

Saturasi Air Irreducible (Sw irr) : Saturasi air dimana seluruh cairan tertahan dalam batuan karena tekanan kapiler.

Menentukan permeabilitas dengan Gb. 2-5.1. Tentukan harga porositas pada skala bagian bawah2.Tarik garis vertikal (porositas) hingga berpotongan dengan garis horizontal (saturasi air)3. Baca pada garis diagonal kiri (permeabilitas)

Menentukan saturasi air dengan Gb. 2-5.1.Tentukan harga porositas pada skala bagian bawah2.Tarik garis vertikal (porositas) hingga berpotongan dengan garis diagonal (permeabilitas)3. Baca pada skala vertikal bagian kiri (saturasi air).Resistivitas : Daya tahan batuan terhadap arus (- meter).Air destilisasi mempunyai resistivitas di atas 106 ohm meter, berbeda dengan air yang tersaturasi dengan garam mempunyai resistivitas kurang dari 0.1 ohm meter.

Salinitas pada well logging dinyatakan dalam satuan part per million (ppm).

Air laut memiliki salinitas 30.000 35.000 ppm. Larutan garam pada suhu kamar memiliki salinitas sekitar 250.000 ppm atau sekitar 25 % berat.

Resistivitas adalah pengukuran dasar dari saturasi fluida reservoir, resistivitas merupakan fungsi dari porositas, jenis fluida, dan jenis batuan.

Hubungan antara resistivitas air (Rw) dengan resistivitas batuan basah (Ro),ditunjukkan dengan persamaan :F = Ro / Rw

percobaan juga menunjukkan hubungan antara faktor formasi dengan porositas :

Cara menggunakan Chart :1. Tentukan harga porositas2. Tarik garis hingga berpotongan dengan garis m3. Baca titik potong tersebut pada skala Faktor formasiHarga m (eksponen sementasi) untuk batuan : Tidak tersementasi (uncemented) < 1.4 Sangat sedikit tersemenkan (very slightly cemented) 1.4 1.6 Sedikit tersemenkan (slightly cemented ) 1.6 1.8 Cukup tersemenkan (moderately cemented) 1.8 2.0 Tersementasi tinggi (highly cemented), karbonat > 2.0Hingle Plot

Kemiringan, jika Sw < 100% berlaku hubungan berikut:

Sonic-Induction Resistivity Crossplot

Pickett Plot

Shaly FormationKeberadaan shale dalam batuan mempengaruhi hal-hal berikut:(1)menurunkan porositas efektif,(2)menurunkan permeabilitas, dan(3)mempengaruhi pembacaan resistivitas.

Clay yang merupakan komponen terbesar dari shale terdiri dari partikel-partikel yang sangat halus yang memiliki luas permukaan yang besar dan karenanya memiliki kemampuan untuk mengikat air pada permukaannya.

Air yang menempel pada permukaan clay ini memberikan kontribusi terhadap konduktivitas listrik batuan

Air tersebut tidak dapat didesak oleh hidrokarbon dan tidak mengalir. Sifat-Sifat dan Komposisi Clay

Shale adalah campuran mineral clay dan silt yang terendapkan dalam lingkungan pengendapan dengan energi yang rendah.

Silt terdiri dari partikel halus yang pada umumnya adalah silica dengan sedikit karbonate dan mineral selain clay.

Material pada shale biasanya terdiri dari sekitar 50% clay, 25% silica, 10% feldspar, 10% karbonat, 3% iron oksida, 1% material organik dan 1% material lainnya.

Shale juga dapat mengandung air antara 2 sampai 40% volume. Yang mempengaruhi menyimpangnya pembacaan log adalah komponen clay.

Clay terdiri dari mineral-mineral yang berupa hydrous aluminum silicates dengan rumus kimia X(Al2O3).Y(SiO2).Z(OH), yang mengandung sejumlah kecil elemen-elemen lain seperti magnesium, potassium, iron dan titanium.

Ukuran partikel clay sangatlah kecil, kira-kira 10 sampai 100 kali lebih kecil ukuran butir pasir. Sehingga partikel-partikel clay akan dengan mudah mengisi pori-pori batuan.

Sifat-Sifat dan Komposisi Clay (Lanjutan)

Beberapa jenis clay yang sangat penting dalam batuan sedimen adalah montmorillonite, illite, kaolinite dan chlorite.

Montmorillonite memiliki sifat mengembang jika bersentuhan dengan air. Semakin tawar air-nya, semakin mudah clay mengembang.

Selain itu pada temperatur yang tinggi, montmorillonite dapat berubah menjadi illite. Hal ini menyebabkan air dalam clay terbebaskan dan memberikan tekanan terhadap lapisan sand yang berdampingan.

2DHP SLIDEDistribusi Shale/Clay di dalam batuan sedimen

LaminatedSusunan clay dan sand berbentuk laminasi. Porositas dan permeabilitas horisontal batuan berkurang sesuai dengan fraksi dari volume clay dalam batuan.DispersedDalam bentuk ini clay tersebar mengisi pori-pori batuan. Jenis ini sangat mengurangi porositas efektif dan permeabilitas. Beberapa variasi dari jenis ini adalah partikel-partikel clay diskrete, pore-lining dan pore bridging

Kaolinite booklets, particles Moderate perm effects May dislodge, block throatsChlorite linings, coatings Significant perm loss, sensitive to acid treat. trap waterIllite pore-bridging tangles Choke pores and throats Drastic perm reduction Collapse if dried, giving anomalous lab valuesMetode Penentuan Saturasi Pada Shaly Formations Dari Data Logging(1)Automatic compensation method(2)Dispersed model(3)Simandoux model(4)Dual water model

Automatic Compensation MethodMetode ini menggunakan resistivity log dan sonic log.Shales menyebabkan resistivity yang terbaca (Rt) terlalu rendahPorositas dari sonic log (fs) terlalu tinggi, sehingga porositas perlu dikoreksi terhadap kandungan shale.

fs=porositas hasil dari sonic log tanpa koreksi terhadap shaleRt=resistivity pembacaan oleh deep inductionVsh=kandungan shale (ambil harga terkecil hasil perhitungan dari log GR dan log SP)fsh=porositas formasi shalefd=porositas hasil dari density log tanpa koreksi terhadap shalefn=porositas hasil dari sonic log tanpa koreksi terhadap shaleSedangkan porositas efektifnya dihitung berdasarkan persamaan berikut:fdc =porositas hasil dari density log dikoreksi terhadap shalefnc=porositas hasil dari sonic log tanpa dikoreksi terhadap shalePorositas pembacaan sonic log dapat digantikan oleh porositas pembacaan density dan neutron log tanpa dikoreksi terhadap shale, yaitu:

Dispersed Clay Method

Metode ini menggunakan resistivity log dan sonic log dan density log.

Sonic log menganggap clay dalam pori-pori bersama air sebagai campuran sehingga porositas yang terbaca merupakan porositas total.

Sedangkan density log hanya membaca porositas yang diisi oleh air Sehingga fraksi dari pori-pori yang ditempati oleh clay, q, adalah:

Saturasi air dihitung dengan persamaan

Porositas efektif, dihitung dengan persamaan

Dispersed Clay Method (Lanjutan)

Metode ini tidak dapat digunakan pada reservoir gas karena fd dapat lebih besar dari fs sehingga q negatif.

Metoda ini juga tidak tepat digunakan pada batuan karbonat dengan sedikit clay dispersed.Metode Simandoux

Metode ini menggunakan resistivity log dan density log dan neutron log

Saturasi air dihitung dengan persamaanc=0.40 untuk batuan pasir; 0.45 untuk batuan karbonat Vsh=kandungan shale Rw=resistivity air formasi Rt=resistivity formasi Rsh=resistivity dari zona shale yang berdekatan fe=porositas efektifPorositas efektif dan Vsh dihitung dengan persamaan

fdc =porositas hasil dari density log dikoreksi terhadap shalefnc=porositas hasil dari sonic log tanpa dikoreksi terhadap shale

Metode Dual WaterProsedur perhitungan menggunakan metode dual water adalah sebagai berikut:Hitung kandungan shale, Vsh.

Pilih Vsh yang paling kecilKoreksi porositas terhadap shale.

Hitung porositas efektifJika tidak mengandung gas: Jika mengandung gas:

Metode Dual Water (Lanjutan)Hitung porositas total zona shale yang berdekatan.

(0.5d 1.0) Hitung porositas total dan bound water.

Hitung resistivitas bound water dari formasi shale.Hitung resistivitas air formasi apparent.Hitung saturasi air yang terkoreksi terhadap shale.Hitung resistivitas free water dari formasi bersih (clean sand).

Hitung fraksi dari hidrokarbon

SLIDE 2EHP

Tekanan Kapiler

Konsep tekanan kapiler berkenaan dengan fenomena berikut ini :1. Adhesikohesi 2. Tegangan permukaan dan tegangan antar muka 3. Sifat kebasahan. Ketika dua fluida yang tidak saling tercampur, seperti minyak dan air, berada bersama-sama (saling kontak satu sama lain), maka situasinya dapat digambarkan seperti ditunjukkan oleh gambar skematik berikut. Sudut , yang diukur melalui air, disebut dengan sudut kontak. Jika < 90o batuan reservoir disebut sebagai water wet. Sedangkan jika > 90o batuan reservoir disebut sebagai oil wet.

Oleh karenanya, sifat kebasahan (wettability), seperti didefinisikan oleh sudut tersebut, adalah ukuran fluida mana yang tertarik (adhesi) dengan batuan.

Dua situasi dinamik sehubungan dengan keberadaan minyak dan air tersebut ditunjukkan oleh gambar skematik berikut. Imbibisi adalah peristiwa dimana saturasi wetting phase bertambah sedangkan drainage sebaliknya, yaitu bila saturasi wetting phase berkurang. Telah dibuktikan secara eksperimental bahwa sudut kontak lebih besar pada peristiwa imbibisi dibandingkan dengan drainage. Perbedaan sudut kontak ini disebut dengan hysteresis. Berdasarkan besaran tegangan permukaan dan tegangan antar muka, maka dapat dikatakan sifat water wettability sebagai berikut:

Apakah reservoir umumnya bersifat water wet, oil wet, atau intermediate wettability ( 90o) masih dalam tahap penelitian. Namun, diketahui bahwa semua reservoir pada mulanya tersaturasi oleh air (water wet), sebelum terjadi migrasi minyak dan terperangkap di reservoir, maka wettability ini seharusnya tetap demikian. Kenyataan bahwa minyak dan air tidak tercampur satu sama lain sangat penting dalam deskripsi dinamika reservoir. Ketika kedua fluida saling kontak, maka akan terlihat dengan jelas bidang antar muka (interface) antara keduanya. Molekul-molekul di dekat interface tertarik oleh molekul-molekul di sekelilingnya namun dengan gaya tarik yang tidak sama. Hal ini meningkatkan energi bebas per luas permukaan atau tegangan antar muka. Jika interface berbentuk lengkungan maka tekanan pada sisi concave akan melebih tekanan pada sisi convex. Perbedaan kedua tekanan tersebut disebut dengan tekanan kapiler.

Persamaan umum untuk menghitung tekanan kapiler diberikan oleh persamaan Laplace berikut:

dimana :pc = tekanan kapiler (unit absolut) = tegangan antar muka (interfacial tension) r = radius lengkungan pada interface minyak-air seperti ditunjukkan oleh gambar berikut.

Gambar di atas menunjukkan sejumlah air yang berada di antara dua butiran batuan pada reservoir water wet.

Untuk menghitung tekanan kapiler pada titik x pada interface, satu radius lengkungan, misalnya r1, yang diukur melalui minyak, adalah positif, sedangkan radius lengkungan lainnya, yaitu r2, yang diukur melalui air, adalah negatif. Namun karena r1 < r2, maka tekanan kapiler tetap positif. Terlihat pada gambar di atas juga bahwa volume (saturasi) air berkurang, radius berkurang, dan karenanya harus ada hubungan terbalik antara pc dengan Sw. Hubungan tekanan kapiler dengan saturasi air ini disebut dengan kurva tekanan kapiler dan umumnya terlihat seperti ditunjukkan oleh gambar berikut.

Tinjau proses berikut yang dilakukan di laboratorium. Dimulai dari titik A dimana batuan (core) tersaturasi air 100%, air kemudian didesak oleh minyak. Proses ini adalah drainage.

Jika perbedaan tekanan fasa (yaitu pressure differential) diplot sebagai fungsi dari saturasi air yang berkurang, hasilnya adalah kurva yang ditunjukkan oleh garis putus-putus. Pada harga saturasi connate water, titik B, terdapat diskontinuitas dimana saturasi air tidak dapat dikurangi lagi berapapun pressure differential yang diberikan. Proses sebaliknya dari proses di atas dimana air mendesak minyak, yaitu proses imbibisi, hasilnya adalah kurva dengan garis penuh.

Kedua kurva berbeda satu sama lain karena efek hysteresis dalam sudut kontak. Ketika saturasi air mencapai harga maksimum pada Sw = 1 Sor, harga tekanan kapiler adalah nol (titik C). Pada titik ini harga saturasi minyak (= Sor) tidak dapat berkurang lagi berapapun pressure differential yang diberikan (pc negatif).

Hubungan pc dengan Sw yang dihasilkan dari laboratorium tersebut dipengaruhi oleh:

1. Permeabilitas 2. Porositas 3. Distribusi ukuran pori

Secara ringkas, dua proses yang menggambarkan hubungan antara pc dan Sw tersebut dalam kaitannya dengan proses recovery di reservoir adalah: Proses drainage yang artinya penggantian fluida yang membasahi oleh fluida yang tidak membasahi. Contoh: injeksi gas ke dalam resevoar minyak atau system tenaga dorong depletion drive. 2.Proses imbibition yang artinya penggantian fluida yang tidak membasahi oleh fluida yang membasahi. Contoh: injeksi air (waterflooding) ke dalam reservoar minyak.

Proses drainage diindikasikan dengan fluida membasahi bergerak meninggalkan tempat dan proses imbibition diindikasikan dengan fluida membasahi datang.

Jadi, seperti disebutkan di atas, tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fasa tidak membasahi dan fasa membasahi (non-wetting phase dan wetting phase), atau

Tekanan kapiler pada media berpori:

Hal ini dapat dijelaskan oleh hubungan tekanan kapiler dengan ketinggian sebagai berikut. Kurva tekanan kapiler dapat diinterpretasikan sebagai ketinggian dari bidang saturasi air konstan di atas titik di mana pc = 0.

Analogi ini biasanya antara kenaikan kolom air karena kapileritas di reservoir dengan eksperimen di laboratorium menggunakan air dan minyak dengan air sebagai fasa yang membasahi. Hubungan tekanan kapiler dengan ketinggian di atas WOC dapat diilustrasikan secara skematis sebagai berikut:

Pada interface, pc = 0 (menurut persamaan Laplace di atas, r1 = , r2 = ) sehingga pada titik ini po = pw = p. Air akan naik di dalam pipa kapiler sampai mencapai ketinggian H di atas interface yaitu sampai terjadi kesetimbangan antara kapileritas dan gravitasi (hidrostatik).

Jika po dan pw adalah masing-masing tekanan minyak dan air di dekat interface, maka:

Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler adalah perbedaan tekanan diantara dua interface. Untuk sistem air-minyak, tekanan kapiler, pc, dapat ditulis sebagai berikut.

Pengukuran Tekanan Kapiler(1)Desaturation atau proses pendesakan melalui membran(2)Mercury-injection(3)Centrifugal(4)Dynamic capillary pressureDesaturation atau proses pendesakan melalui membran

Membran disaturasi dengan fluida yang akan didesak.

Pendesakan dilakukan secara bertahap dan pada setiap tahap dipastikan agar kondisi kesetimbangan tercapai.

Saturasi dari core dan tekanan pada setiap tahap pendesakan dicatat untuk mendapatkan kurva tekanan kapiler vs saturasi.

Menggunakan metode ini, pengukuran tekanan kapiler secara lengkap memerlukan waktu 10 sampai 40 hari untuk setiap sampel

Mercury-Injection

Metode ini dilakukan untuk mendapatkan hubungan antara tekanan kapiler dan saturasi dengan lebih cepat.

Core ditempatkan dalam mercury chamber. Mercury dipompakan ke dalam core dengan tekanan tertentu. Volume mercury yang diinjeksikan pada setiap tekanan menunjukkan saturasi dari nonwetting-fluid.

Proses ini dilanjutkan sampai core terisi penuh oleh mercury atau sampai tekanan yang tertentu.

Keuntungan metode ini adalah waktu percobaan lebih singkat dan interval tekanan yang dapat digunakan lebih besar.

Kerugiannya adalah adanya sifat wetting yang berbeda antara di lab dengan di reservoir dan core hanya bisa digunakan satu kali percobaan. Centrifuge

Prinsip kerja dari metode ini adalah dengan putaran.

Putaran yang dilakukan menimbulkan gaya centrifugal yang menyebabkan fluida dalam core keluar sejumlah tertentu tergantung kecepatan dari putaran.

Kecepatan putaran dikonversi ke dalam satuan gaya yang bekerja pada pusat core, sehingga didapat hubungan antara tekanan kapiler dan saturasi.

Dynamic Capillary Pressure

Prinsip kerja dari metode ini dengan mengalirkan dua macam fluida secara serentak pada kondisi steady-state.

Tekanan dari dua fluida tersebut diukur. Perbedaan antara keduanya adalah sama dengan tekanan kapiler.

Hal tersebut dilakukan dengan mengubah jumlah masing-2 fluida yang diinjeksikan untuk memodelkan saturasi. Dengan cara ini hubungan antara tekanan kapiler dan saturasi dapat diperoleh.

Hubungan Antara Tekanan Kapiler, Ketinggian dari FWL dan SaturasiPc=tekanan kapiler, psirw=massa jenis air, lbm/ft3ro=massa jenis minyak, lbm/ft3h=tinggi yang diukur dari titik dimana tekanan kapiler sama dengan NOL, ft

Konversi Hasil Lab ke Kondisi LapanganUntuk menggunakan hasil pengukuran tekanan kapiler di laboratorium, konversi perlu dilakukan apabila sistem yang digunakan di laboratorium tidak sama dengan di lapangan. Konversi dilakukan menggunakan persamaan berikut:

Perataan (Normalisasi) Data Tekanan Kapiler

Data tekanan kapiler diperoleh dari sejumlah core yang memiliki porositas, permeabilitas, irreducible water saturation, residual oil saturation dan residual gas saturation yang berbeda.

Karenanya data tekanan kapiler dari sejumlah core tersebut perlu digabung dan dibuat korelasi antara tekanan kapiler dengan sifat-sifat batuan reservoir tersebut.Beberapa metode perataan (normalisasi) adalah:(1)Metode Leverett J-Function(2)Metode Guthrie(3)Metode Johnson(4)Metode Skelt-Harrison&Skelt Metode Leverett J-Function

Semua CoreLimestonesDolomiteLimestones DenganMicrogranularLimestones DenganButir KasarBerdasarkan Pc Rata-Rata:1.Hitung porositas rata-rata dan permeabilitas rata-rata2.Kemudian hitung Pc Rata-Rata sebagai fungsi dari Sw3.Pada setiap harga ketinggian dari FWL hitung harga Pc4.Tentukan harga saturasi air yang bersesuaian dengan harga Pc tersebut.Berdasarkan Kurva J(Sw):1.Hitung harga J(Sw) dari harga porositas, permeabilitas di setiap ketinggian dari FWL.2.Tentukan harga saturasi air yang bersesuaian dengan harga J(Sw) tersebut.Profil Saturasi Air terhadap Ketinggian dari FWL dihitung dengan persamaan:

Metode Guthrie

Metode ini dilakukan dengan membuat plot antara log k dan Sw untuk setiap harga Pc.

Prosedur:

1.Plot Pc terhadap Sw untuk setiap harga k yang berbeda pada satu kertas grafik kartesian. Tarik kurva Pc(Sw) untuk masing-masing harga k.

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

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

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

5.Pada hasil plot di langkah 4 tariklah garis sejajar dengan sumbu Sw untuk k =kavg. Garis ini akan memotong kumpulan garis linear k(Sw) pada Sw dan Pc tertentu.

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

Contoh/LatihanDiketahui hasil pengukuran tekanan kapiler di bawah ini. Tentukan kurva tekanan kapiler rata-rata menggunakan metode J-Function dan Guthrie pada k=50 md dan porositas=0.45

s cos(q) lab = 72s cos(q) res = 50Metode Johnson

Metode ini didasarkan atas pengamatan bahwa plot antara saturasi air terhadap permeabilitas untuk setiap tekanan kapiler pada sistem log-log, menunjukkan hubungan garis lurus yang saling parallel.

Persamaan yang digunakan untuk menghubungkan saturasi air, tekanan kapiler dan permeabilitas adalah:

Metode Skelt-Harrison&Skelt

Metode ini menggunakan fungsi non-linear, yaitu:

Permeabilitas Relatif

Perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut

Permeabilitas efektif didefinisikan sebagai ukuran kemampuan batuan untuk mengalirkan satu fluida satu fasa apabila batuan tersebut terdiri lebih dari satu fluida.

Penentuan Permeabilitas Relatif

Pengukuran langsung di lab

Pengukuran tidak langsung di lab (dari data Pc)

Korelasi empirikPenentuan Permeabilitas Relatif Menggunakan Data Pc

Penentuan Permeabilitas Relatif Menggunakan KorelasiPermeabilitas relatif sistem minyak-gas (psoses drainage): b.Unconsolidated Sand, poorly sortedc.Cemented Sandstones, oolitic limestones, rocks with vugular porosityDimana:a.Unconsolidated Sand, well sorted

Penentuan Permeabilitas Relatif Menggunakan KorelasiPermeabilitas relatif sistem minyak-air (psoses drainage): b.Unconsolidated Sand, poorly sortedc.Cemented Sandstones, oolitic limestones, rocks with vugular porosityDimana:a.Unconsolidated Sand, well sorted

Normalisasi Permeabilitas Relatif

Normalisasi Permeabilitas Relatif (Lanjutan)Sistem Gas MinyakSistem Gas AirSistem Air Minyak

Perhitungan Kurva Permeabilitas Relatif Tiga Fasa Kondisi fluida tiga fasa (minyak, gas dan air) dalam reservoir bukanlah hal yang jarang terjadi selama proses produksi.

Pengukuran secara langsung permeabilitas relatif tiga fasa di laboratorium tidaklah mudah dan memerlukan jumlah percobaan yang berlipat dibandingkan dengan mengukur permeabilitas relatif dua fasa. Dua metode yang digunakan untuk menghitung permeabilitas relatif tiga fasa adalah Normalized Stones Method I dan Normalized Stones Method II.

Metode ini mensyaratkan tersedianya dua set data permeabilitas relatif air-minyak dan minyak-gas. Sistem dianggap water-wet (akan tetapi dapat juga dipakai untuk oil-wet), minyak dianggap sebagai intermediate wetting phase, dan gas dianggap sebagai least wetting phase.

Perhitungan Kurva Permeabilitas Relatif Tiga Fasa Pemilihan kurva relatif dua fasa yang digunakan dalam perhitungan kurva permeabilitas tiga fasa adalah: jika saturasi minyak berkurang, gunakan kurva imbibisi untuk air-minyak dan kurva drainage untuk minyak-gas. Sedangkan jika saturasi air berkurang, gunakan kurva drainage untuk air-minyak dan minyak-gas.

Berdasarkan asumsi di atas, maka permeabilitas relatif air dan permeabilitas relatif gas tiga fasa sama dengan pada kondisi dua fasa, yaitu:

Sedangkan permeabilitas relatif minyak pada kondisi tiga fasa adalah:Normalized Stones Method I

Normalized Stones Method II

Contoh SoalDari hasil pengukuran permeabilitas relatif sistem air-minyak dan minyak-gas diperoleh data berikut ini. Hitung permeabilitas relatif minyak sistem tiga fasa jika Sw = 0.4 dan Sg = 0.2 menggunakan metode Stone I dan Stone II.

JawabMetode Stone I

Metode Stone II