Nama: Virgan RahmandaNPM: 1215051054Mata Kuliah: Petrofisika Tugas Petrofisika 6

1. Faktor Faktor yang mempengaruhi besarnya harga SaturasiA. PermeabilitasPermeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Permeabilitas merupakan fungsi tingkat hubungan ruang antar pori-pori batuan. Hubungan Permeabilitas dengan Saturasi adalah pada penentuan permeabilitas Relatif, Permeabilitas Relatif merupakan 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 saat Sw = Swc (Critical water saturation).

B. Coring FluidMerupakan cairan yang didisain khusus untuk dapat digunakan dalam pemotongan core dengan core barrel dan core bit. Terkadang cairan tersebut digunakan juga dalam lumpur pengeboran, tetapi jika core digunakan dalam keperluan pembelajaran, cairan pengeboran secari hati-hati dibuat untuk menghindari kerusakan atau mengubah contoh batuan, dan melunakan cairan pemboran. Dalam hal kaitanya dengan saturasi apabila pemboran cairan memiliki harga yang besar maka saturasinya memiliki nilai yang besar pula.

C. Relative PermeabilityPermeabilitas Relatif merupakan 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 saat Sw = Swc (Critical water saturation) terhadap permeabilitas absolut pada saturasi 100%. Akibat adanya relative permeabilitas saturasi fluida dalam batuan reservoar pun memiliki nilai saturasi fluida bergantung pada fasenya, air, minyak, atau gas.

D. Reservoir FluidFluida reservoir adalah cairan campuran yang terkandung dalam reservoir minyak bumi yang secara teknis ditempatkan di batuan reservoir. Fluida reservoir biasanya mencakup hidrokarbon cair (terutama minyak mentah ), larutan air dengan terlarut garam dan hidrokarbon dan gas non-hidrokarbon seperti metana dan hidrogen sulfida, sehingga besarnya harga saturasi berdasarkan kandungan fluida reservoirnya. Kandungan pada fluida reservoir biasanya mencakup cairan hidrokarbon, Aqueous solution, dan gas.

E. Core DiameterCore diameter mempengaruhi besarnya harga saturasi karena pada perhitungan saturasi pada laboratorium, semakin besar diameter core maka kemampuan menyimpan fluida pun meningkat sehingga besarnya harga saturasi pun meningkat, begitupun sebaliknya. Hal ini juga berkaitan dengan porosity yang kemungkinan terbentuk bada berbagai diameter core dan pengaruhnya terhadap saturasi fluida yanga da di dalamnya.

F. PorositasPorositas merupakan ukuran ruang-ruang kosong dalam suatu batuan. Secara definitif porositas merupakan perbandingan antara volume ruang yang terdapat dalam batuan yang berupa pori-pori terhadap volume batuan secara keseluruhan. Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menetukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir, maka dalam perhitungsn saturasi, bila kemampuan pori dalam menyimpan air besar maka harga saturasi besar dan sebaliknya, karena hal tersebut berkaitan dengan pore volume saturasi Juga berkaitan dengan metode perhitungan porositas. Pada hasil dari teknik gas-expansion akan bernilai lebih tinggi dibandingkan teknik saturasi. Error absorpsi gas akan menyebabkan teknik gas-expansion lebih tinggi nilainya, sedangkan proses saturasi yang tidak penuh menyebaabkan teknik saturasi lebih rendah

G. Drilling Fluid PressureKompressibiltas yang berbeda dari gas, oil dan air sehingga ketika core diangkat maka terjadi penurunan tekanan yang mengakibatkan volume gas mendesak volume air dan volume minyak. Hal ini disebabkan oleh faktor kompresibilitas gas yang besar. Fungsi utama dari cairan pengeboran termasuk memberikan tekanan hidrostatik untuk mencegah cairan formasi masuk ke dalam sumur bor. Sehingga jika drilling fluid pressure bernilai besar maka saturasinya memiliki harga yang tinggi.H. Core ShalynessUntuk mengetahui permeabilitas dengan mengembangkan shalyness, apabila shalyness besar maka nilai permeabilitas besar sehingga harga saturasinya meningkat.

I. Oil shrinkage Rasio gas / minyak adalah rasio volume gas yang keluar dari core, dengan volume minyak pada kondisi standar. Jadi apabila nilai oil shrinkage nya besar maka saturasinya besar.

J. Permebilitas verticalPermeabilitas vertical (kv) memiliki nilai yang tinggi yaitu jika batuan tersusun dari batuan berbutir dominan kasar, membulat dan seragam, maka permeabilitas akan lebih besar dari kedua dimensinya. Permeabilitas pada reservoir secara umum lebih rendah, khususnya pada dimensi vertikalnya, jika butiranya berupa pasir dan bentuknya tidak teratur. Sebagian besar reservoir minyak berbentuk seperti ini. Permeabiloitas vertikal memungkinkan bergeraknya fluida keatas dan kebawah, dimana mayoritas batuan memiliki nilai permeabilitas horizontal yang besar namuun tidak dengan permeabilitas vertikal. Oleh sebab itu apabila permeabilitas vertikal pada suatu batuan besara maka nilai saturasinya akan kecil begitupun sebaliknya. Dengan penjelasan tersebut dapat dihubungkan dengan nilai saturasi seperti hubungan antara saturasi dengan permeabilitas.

K. Formation pressure Tekanan formasi merupakan tekanan dari fluida yang mengisi ruang pori pada batuan. Selama proses burial dan kompaksi, sedimen akan mengalami konsolidasi dan mengakibatkan fluida yang ada di dalam batuan tersebut akan mengalami dewatering (pengurasan fluida) sebagai akibat karena ruang pori di dalam batuan tersebut semakin kecil. Sehingga dapat diketahui bahwa harga saturasi besar apabila formation pressurenya besar.

L. Filtrate loss Filtration Loss Control Agent maksudnya adalah bahan-bahan untuk mengurangi filtration loss dan menipiskan mud, maka jika filtrate loss besar maka harga saturasinya besar. Filtrat yang diloloskan mempengaruhi nilai saturasi karena jenis filtrat yang diloloskan ini bergantung pada jenis lumpur yang digunakan dalam proses pengeboran seperti pada faktor core handling.

M. Chemical drilling fluidCairan kimia hasil pengeboran mempengaruhi besarnya harga saturasi tergantung pada bahan-bahan kimia yang digunakan dalam pengeboran.

N. Core handlingCore handling mempengaruhi saturasi, biasanya dalam penanganan coring saat pembroan digunakan metoda water base mud. Metode pemboran ini dapat mengubah saturasi air dalam core sehingga saturasi air akan lebih besar dibandingkan dengan yang sebenarnya.

O. Core preservationCore preservation merupakan prosedur pemeliharaan core, termasuk penyimpanan core dan penanganan dalam proses penagambilan dan penyimpanan core, baik atau tidaknya dapat mempengaruhi saturasi yang terdapat dalam core tersebut

2. Faktor Yang Paling berpengaruh pada hasil pengukuran Data dari core (dilaboratorium) Adalah efek dari fluida Lumpur bor pada waktu pengambilan core tersebut (Effect coring fluid). Setiap coring fluid yang memiliki filtrate berupa air memiliki saturasi yang lebih besar jika dibandingkan dengan filtrate yang dihasilkan dari jenis coring fluid yang lain. Jenis coring fluid yang memiliki saturasi bernilai besar adalah air berlumpur dan emulsi minyak. Sedangkan coring fluid yang memiliki filtrate minyak dan gas justru memikliki saturasi yang konstan dengan coring fluide Oil base Mud dan Gas. Jika coring fluid adalah air maka filtrate yang dihasilkan serta saturasinya tidak menentu.

3. Intrepetasi secara kasar data saturasi. setiap fasa yang diperoleh dapat menjadi dasar penentuan jenis reservoar. Jika rata-rata nilai Saturasi minyak < 3 % dan Saturasi air < 50% diperkirakan jenis reservoanya adalah reservoar gas. Jika Saturasi minyak bernilai 2 5%, Saturasi air < 60 % diperkirakan memiliki jenis reservoar Oil + Gas. Sedangkan apabila nilai Saturasi minyak > 5 %, Saturasi air < 50 70 % diperkirakan reservoar minyak. Jika nilai Saturasi minyak < 1%, Saturasi air > 70 -75 % maka diperkirakan jenis reservoar air.

4. Interpretasi perubahan saturasi fluida Dari Reservoir ke permukaan

Pada water base mud Dipermukaan minyak menyusut 12% gas mengembang 40% dan air expulse 48%. Pada inti minyak menyusut 30% gas tidak mengembang dan air expulse 70%. Pada reservoir minyak menyusut 70% gas tidak mengembang dan air expulse 30%. Pada pembilasan Dipermukaan minyak menyusut 20% gas mengembang 50% dan air expulse 30%. Pada inti minyak menyusut 70% gas tidak mengembang dan air expulse 30%. Pada reservoir minyak menyusut 70% gas tidak mengembang dan air expulse 30%. Pada oil base mud Dipermukaan minyak menyusut 40% gas mengembang 30% dan air expulse 30%. Pada inti minyak menyusut 70% gas tidak mengembang dan air expulse 30%. Pada reservoir minyak menyusut 70% gas tidak mengembang dan air expulse 30%.

Pada water base mud Dipermukaan minyak terkondensasi 1% , gas mengembang 49% dan air expulse 50%. Pada inti, minyak tak terkondensasi , gas mengembang 30% dan air expulse 70%. Pada reservoir, minyak tak terkondensasi gas mengembang 70% dan air expulse 30%.

Pada pembilasan Dipermukaan minyak terkondensasi 20% gas terkondensasi 68% dan air terkondensasi 30%. Pada inti minyak terkondensasi 0% gas terkondensasi 70% dan air terkondensasi 30%. Pada reservoir minyak terkondensasi 0% gas terkondensasi 70% dan air terkondensasi 30%. Pada oil base mud Dipermukaan minyak menyusut 40% gas mengembang 30% dan air 30%. Pada inti minyak menyusut 50% gas mengembang 20% dan air 30%. Pada reservoir minyak menyusut 0% gas mengembang 70% dan air 30%.

Pada water base mud pembilasan yang buruk Dipermukaan minyak menyusut 12%, gas mengembang 40% dan air menyusut 40%. Pada inti minyak menyusut 30% gas mengembang 0% dan air dibilas 70%. Pada reservoir minyak menyusut 30% gas mengembang 0% dan air menyusut 70%. Pada water base mud pembilasano yang buruk Dipermukaan minyak menyusut 22% gas mengembang 10% dan air expulse 68%. Pada inti minyak dibilas 25% gas dibilas 5% dan air menggumpal 70%. Pada reservoir minyak dibilas 55% gas dibilas 15% dan air menggumpal 30%.