TEKNIK DETEKSI TEKANAN FORMASITekanan formasi merupakan faktor yang berpengaruh dalam operasi pemboran.Jika faktor tekanan formasi tdk dievaluasi secara tepat akan mengakibatkan problema pemboran yaitu loss circulation, blowouts, stuck pipe, hole instability dan semuanya akan berpengaruh terhadap biaya operasi pemboran.

Beberapa metoda untuk menentukan tekanan formasi dapat dikelompokkan menjadi tiga, yaitu :Analisa data seismik suatu area tertentuKorelasi offset well, seperti analisa log, evaluasi parameter pemboran, data test atau produksiEvaluasi secara langsung baik secara kualitatif maupun kuantitatif, dengan memonitor parameter pemboran dan logging selama operasi pemboran pada sumur prospek

Tekanan formasi dapat didefinisikan bahwa tekanan yang bekerja pada fluida formasi (minyak, gas dan air) dalam ruang pori-pori batuan. Tekanan formasi (Pf) yang normasl adlah sama dengan tekanan hidrotatiknya sendiri, karena sebagian besar tekanan overburden ditahan oleh matrik batuan.

Hubungan anatara tekanan formasi, tekanan overburden dan tegangan matrik batua dapat dinyatakan sbb :Po = Pf + svDimana :Po = Tek.overburdenPf = Tekanan formasiSv = Tegangan matrik batuan

SKEMATIK ILUSTRASI PENGARUH TEKANAN PORI PD PERENCANAAN SUMURAUTHORITY FOR EXPENDITURERIG SELECTIONCASING DESIGNTUBING DESIGNCASING SETTING DEPTHFRACTURE GRADIENTMUD PLANCEMENT PLANPORE PRESSURE

Hubungan dari ketiga macam tekanan diatas dpat digambarkan secara sederhana sbb :

Hubungan antara Tekanan Overburden, Tekanan Pori dan Tegangan Matriks BatuansPPss S = P + Overburden stress = pore pressure + matrik stress1.0 psi/ft = 0.465 psi/ft + 0.535 psi/ft

Terlihat dari persamaan 1 bahwa ketika tekanan formasi berubah menjadi besar dari tekanan formasi normalnya, maka tegangan matrik batuan menjadi lebih rendah dari normalnya. Pada kondisi normal gradient tekanan overburden dianggap sebesar 1.0 psi/ft, kedalaman dan gradient tekanan formasi sebesar 0.465 psi/ft, maka harga tegangan matrik batuan adalah :

Sv = (1-0.465) Depth = 0.535 Depth psi......................................2

Tekanan overburden secara matematis dapatdiyatakan utuk setiap kedalaman, yaitu : Po = berat (matriks batuan + fluida) / satuan luas..........................3

Berat matriks batuan = ( 1 )* D.A. ma danBerat fluida = *D.A.f

Sehingga persamaan tersebut menjadi :Po = [D/144] {(1-)*ma + *f}

Pada kondisi lapangan harga gradient overburden (geostatik) dinyatakan dengan persamaan :Go =Po/D =(0.052/144){(1-)ma + .f}

Perkiraan tekanan Formasi Berdasarkan Data-Data Acoustic Log

METODA HOTTMAN dan JOHNSONPloting data acoustic log shale versus kedalaman pada kertas grafik semilogHubungkan titik-titik langkah pertama sehingga didapat kurva linier (normal trend)Puncak dari daerah formasi yang bertekanan abnormal ditandai dengan dimulainya penyimpangan arah garis lurus tersebut (abnormal trend)Tentukan penyimpangan waktu interval transit, yaitu dengan mengurangi trend kurva abnormal dengan normalnya (dengan gambar 1)Tenukan besarnya gradiet tekanan formasi berdasarkan data langkah ke empat (dengan gambar 2)Tentukan tekanan formasi dengan perkalian FPG dengan kedalaman

Depth

Travel time ( sec/ft) Hubungan antara Travel Time versus KedalamanvNormal trendAbnormal pressure

Hubungan antara Differensial Travel Time versus FPGReservoir fpg, psi/ftEquivalent mud wt, lb/galV

METODA HAMHam menentukan tekanan formasi normal dengan mengadakan penelitian tentang hubungan antara transit time terhadap kedalaman seperti yang terdapat dalam gambar 6 .

Prosedur penentuannya adalah :Tentukan interval transit time pada total kedalaman sebagai absis dan kedalamannya sebagai ordinatHasil langkah pertama dipotongkan pada gambar 6 untuk menentukan tekanan formasi dan equivalent mud weight dengan metoda interpolasi

Penentuan Tekanan Formasi berdasarkan Data-Data Resistivity LogMETODA HOTTMAN dan JOHNSONProsedur penentuannya adalah :Kecendrungan normal didapat dari hasil ploting resistivity shale versus kedalaman pada kertas semilogTentukan pada kedalaman berapa harga resistivity shale menyimpang dari garis kecendrungan normal gambar 7Tentuka ratio shale normal dengan resistivity shale yang mengalami penyimpangan (observasi)Dengan menggunakan gamabr 7 dan hasil langkah ketiga dapat ditentukan besarnya gradient tekanan formasi (FPG)Tentukan besarnya tekanan formasi dengan mengkalikan hasil lankah keempat terhadap kedalamannya

PENENTUAN TEKANAN FORMASI BERDASARKAN DENSITY LOGDlm kurva log density satuannya adalah gr/cc, dan karena energi yang diterima oleh detektor dipengaruhi oleh matrik batuan ditambah kandungan fluida yang ada dalam pori2 batuan, maka satuan gr/cc merupakan besaran bulk density batuan.Tinggi rendahnya harga densitas batuan disamping dipengaruhi oleh porositas dan jenis kandungan yang ada dalam pori2, juga dipengaruhi oleh kekompakan batuan. Meninkatnya kekompakan batuan berpengaruh terhdap besarnya porositas, yaitu dengan semakin tinggi harga densitas batuannya.Perkiraan tekanan formasi berdasarkan data2 dari density log dikeukakan oleh Ham, Prosedur penentuannya seperti pada data sonic log dengan gambar 10.