Oleh:
Karwandi, S.T.
BIODATA Nama
: Karwandi, ST ST..
Tempat/tanggal lahir : Kediri / 08 April 1976 Asal Instansi
: Pusdiklat Migas
Pendidikan
: S-1, Teknik Perminyakan
Status
: Menikah, 2 anak
Alamat Kantor
: Jl. Sorogo No. 1 Cepu Kab. Blora, Jateng
E-mail
: karwandi@live.com
HP
: 081322815201
ITB
Tujuan Pembelajaran : Peserta mampu memahami dan menjelaskan reservoir migas secara umum, sifat fisik batuan reservoir, sifat fisik fluida reservoir, tekanan dan temperatur reservoir, serta penentuan cadangan migas.
Kerangka Sajian : 1. Reservoir Migas 2. Sifat Fisik Batuan Reservoir 3. Sifat Fisik Fluida Reservoir 4. Tekanan dan Temperatur Reservoir 5. Cadangan Migas
I. RESERVOIR MIGAS Proses Terjadinya Minyak dan Gas Bumi Definisi Reservoir
Jenis-jenis reservoir
Proses Terjadinya Minyak dan Gas Bumi Teori proses pembentukan minyak yang dikenal hingga saat ini ada dua teori besar yaitu : 1. Teori an -o rg anik , dan
2. Teori o rg anik
Salah satu pengembang teori an-organik adalah para penganut c r e a t i o n i s t – atau penganut azas penciptaan (a n t i t eo r i ev o l u s i ). Teori an-organic sering juga dikenal abiotik, atau a b i o g e n i c .
Saat ini yang lebih banyak digunakan adalah teori organik, teori ini menjelaskan bahwa minyak dan gas bumi berasal dari makhluk hidup di masa lalu
Proses Terjadinya Minyak dan Gas Bumi Menurut teori Organik
Definisi Reservoir Reservoir : suatu formasi batuan berpori (porous) dan tembus fluida (permeabel) di bawah permukaan tanah pada kedalaman tertentu yang dapat menyimpan minyak dan gas bumi
Komponen reservoir : Wadah
Batuan Reservoir
Isi
Fluida Reservoir
Kondisi
Tekanan, temperatur temperat ur
Syarat batuan Reservoir : porous (berpori) dan permeabel (dapat melewatkan fluida) Mempunyai lapisan penutup (cap rock) Cap rock : batuan unporous & impermeabel
letaknya diatas struktur
Mempunyai Struktur jebakan fluida (trap) - Struktural (antiklin, sesar dan kubah) - Stratigrafi (lensa pasir, terumbu karang/gamping) - Kombinasi
Ada Source Rock yang matang Migrasi . Baik migrasi primer dan sekunder - Migrasi primer terjadi di dalam source rock - Migrasi sekunder terjadi dalam batuan reservoir menuju jebakan (trap)
Φ K Sg, So,Sw
Jenis – Jenis Reservoir A. Berdasarkan kondisi makro / geologi : 1. Reservoir Struktur 2. Reservoir Stratigrafi 3. Reservoir kombinasi
B. Berdasarkan kondisi awal fluida dalam Reservoir : 1. Reservoir gas (dry gas & kondensat gas) 2. Reservoir minyak (saturated & undersaturated)
C. Berdasarkan mekanisme pendorong Reservoir : 1. Reservoir water drive 2. Reservoir gas cap drive 3. Reservoir solution gas drive 4. Reservoir combination drive
A. Jenis Reservoir Berdasarkan Kondisi Makro / Geologi 1. Reservoir Struktur
: Reservoir yang terbentuk karena adanya gaya-gaya geologi (gaya endogen) sehingga terbentuk struktur perangkap Contoh : Patahan dan Antiklin
Reservoir Patahan
Reservoir Antiklin
2. Reservoir Stratigrafi : Reservoir yang terbentuk karena adanya perbedaan permeabilitas batuan Contoh : Lensa Pasir dan Lidah
Reservoir lidah (Stratigrafi)
3. Reservoir Kombinasi : Reservoir yang terbentuk secara kombinasi antara stratigrafi dan struktur. Contoh : Ketidakselarasan / Unconformity
Unconfirmity (Reservoir kombinasi)
B. Jenis Reservoir Berdasarkan Kondisi Awal Fluida dalam Reservoir 1. Reservoir Minyak : Jika dalam reservoir terdapat akumulasi minyak yang dapat dinilai ekonomis. Biasanya juga terdapat akumulasi gas yang disebut tudung gas Ada Dua macam jenisnya : a. Reservoir Minyak Tak Jenuh (Under Saturated
Reservoir) : Gas Terlarut dalam minyak
b. Reservoir Minyak Jenuh ( Saturated Reservoir) : Gas sudah terlepas dari minyak sehingga terdapat fasa minyak dan fasa gas yang terpisah.
a) o i l - w a t er s y s t e m ; b) gas-water and c) g a s - o i l -w a t e r s y s t e m system
C. Jenis reservoir Berdasarkan Mekanisme Pendorong Reservoir
Dibedakan Menjadi : 1. Reservoir water Drive 2. Reservoir Gas Cap Drive 3. Reservoir Solution Gas Drive 4. Reservoir Combination Drive
Reservoir Water Drive Minyak dalam pori-pori batuan mengalir ke dalam lobang sumur diakibatkan oleh tenaga dorongan dari aquifer yang mendorong ke lapisan minyak di atasnya Dengan diproduksinya minyak, maka pori-pori batuan yang ditinggalkan minyak akan diisi oleh air (proses water influx)
q Reservoir Water drive
Ciri: •P
relatif stabil
•GOR
rendah dan konstan
•WOR
meningkat kontinyu
•Perilaku:
Natural Flow sampai air berlebih
•Recovery
Factor 35-60%
Reservoir Gas Cap Drive Tenaga pendorong yang menyebabkan minyak mengalir ke permukaan adalah berekspansinya tudung gas (gas cap) yang berada di atas lapisan minyak. Pori-pori batuan yang ditinggalkan minyak akan diisi dengan gas sehingga GOC (Gas Oil Contact) turun dengan cepat
Reservoir Gas cap drive q
Ciri: •P
turun lambat namun menerus
•GOR •qw
meningkat terus
hampir tidak ada
•Perilaku:
Natural Flow tergantung pada ukuran gas cap nya.
•Recovery
Factor 20-40%
Reservoir Solution Gas Drive Tenaga pendorong yang menyebabkan minyak mengalir ke permukaan adalah berekspansinya gas yang terlarut dalam minyak. Gas yang terlarut yang berekspansi akan mendorong minyak dalam pori-pori batuan bergerak menuju ke lobang sumur.
Reservoir Solution Gas drive
Ciri: •P
turun cepat
•GOR •qw
mula-mula rendah kemudian naik dengan cepat
kecil
•Perilaku:
memerlukan pumping pada tahap awal
•Recovery
Factor 5-30%
Reservoir Combination Drive Tenaga pendorongnya merupakan kombinasi dari water drive, gas cap drive, dan solution gas drive.
q
Reservoir kombinasi (gas cap drive & water drive)
II. SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR Porositas Permeabilitas Saturasi
1. Porositas (
) : Perbandingan antara volume pori dengan volume bulk batuan
Porositas dipengaruhi oleh: Ukuran Butiran Sorting Shape and roundness Packing Compaction Cementation
KUALITAS POROSITAS
1. Porositas dibedakan menjadi dua macam : a. Porositas Absolut ( abs ) : Perbandingan antara volume pori dengan volume total batuan
abs
Vt Vb
100%
b. Porositas Efektif ( eff ) : Perbandingan antara volume pori yang berhubungan dengan volume total batuan
eff
Vp Vb
100%
Pori yang berhubungan dan Pori yang tidak berhubungan
isolated
interconnected
Contoh Kasus Suatu batuan ditimbang di udara beratnya 50 gram , kemudian batuan tersebut direndam di dalam air lalu ditimbang lagi beratnya menjadi 75 gram. Jika berat jenis air = 1 gr/cm 3 , berat jenis batuan = 3 gr/cm3 Hitunglah porositas batuan tersebut.
2. Permeabilitas (k) : Kemampuan batuan berpori untuk melewatkan fluida melalui pori-pori yang berhubungan tanpa mengakibatkan kerusakan pada batuan tersebut.
Penelitian Permeabilitas ini dilakukan pertama kali oleh Darcy, seorang ilmuwan perancis abad sembilan belas (Tahun 1856). Darcy menyimpulkan bahwa kecepatan aliran fluida melalui sistem saringan pasir sebanding dengan perbedaan tekanan pada kedua ujung dan berbanding terbalik dengan panjang dari sistem saringan pasir tersebut
Darcy menyimpulkan bahwa kecepatan aliran fluida melalui sistem saringan pasir yang horizontal sebanding dengan perbedaan tekanan pada kedua ujung saringan pasir dan berbanding terbalik dengan panjang dari sistem saringan pasir tersebut
Eksperimen Darcy
Satu darcy didefinisikan : permeabilitas suatu batuan yang mampu melewatkan suatu fluida dengan kekentalan satu centipoise dan mengalir dengan laju alir satu centimeter cubic per detik dengan penampang batuan seluas satu centimeter persegi dimana perbedaan tekanan / gradien tekanan satu atmosfer per centimeter
Bila dijabarkan ke dalam Rumus :
k
q(
cm3
) (cp) L(cm)
dtk
2
A(cm ) P ( atm)
darcy
Macam-macam istilah Permeabilitas: Permeabilitas Absolut (K) Permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori hanya 1 fasa (gas, minyak atau air) Permeabilitas Efektif (Kw, Ko, Kg) Permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori lebih dari 1 fasa (minyak & gas, minyak & air, air & gas atau ketiga-tiganya) Permeabilitas Relatif (Kro, Krw, Krg) Perbandingan antara Permeabilitas efektif dengan Permeabilitas Absolut. Kro = Ko/K, Krw = Kw/K, Krg = Kg/K
Pengelompokan Kualitas Permeabilitas Batuan Permeability (mD) < 5 mD
Tight
5 – 10 mD
Fair
10 – 100 mD
Good
100 – 1000 mD
Very Good
Ilustrasi Porositas dan Permeabilitas
Porosity pada umumnya tidak dipengaruhi oleh ukuran butir batuan tetapi permeabilitas bertambah jika ukuran butir batuan bertambah
Pengaruh ukuran butiran batuan terhadap permeabolitas
3. Saturasi (S) : Kejenuhan fluida (minyak, air & gas) di dalam poripori batuan So
Sw Sg
Vo Vp
100 %
Vw Vp Vg Vp
100 %
100 %
So Sw Sg 1
›
›
Secara Matematis, dapat ditulis sebagai berikut: Reservoir yang terisi gas-oil-water Vp = Vo + Vw + Vg Reservoir yang terisi oil-water Vp = Vo + Vw Reservoir yang terisi gas-water Vp = Vw + Vg Untuk reservoir yang mempunyai sistem fluida Minyak, air, dan gas berlaku hubungan :
S o
V o V p
S w
V w V p
S g
1 S o S w
III. SIFAT FISIK FLUIDA RESERVOIR Komponen dan Komposisi Fluida Diagram Fasa Viskositas Kelarutan Gas dalam Minyak Faktor Volume Formasi
1. Komponen dan Komposisi Fluida komponen adalah bagian-bagian murni (senyawa) yang menyusun sehingga terbentuk minyak bumi Komposisi adalah suatu cara untuk menyatakan berapa besar atau berapa banyak suatu komponen murni (senyawa) ikut menyusun terbentuknya suatu fluida cair atau gas yang disusun dari banyak komponen Komponen yang membentuk minyak bumi terbagi atas komponen utama dan komponen ikutan.
Komponen utama
adalah senyawa hidrokarbon
dari golongan parafin
Komponen ikutan (I m p u r i t i e s ) adalah komponen non hidrokarbon yang ikut menyusun minyak bumi. Termasuk komponen ikutan adalah: 1. Hidrogen sulfida (H2S), gas ini sangat berbahaya karena sangat beracun 2. Nitrogen(N2) 3. Karbon dioksida (C02)
Senyawa hidrokarbon sebagai komponen utama yang menyusun minyak dan gas bumi dapat digolongkan menjadi:
a. Parafin b. Naphtenik atau siklo parafin c. Aromatik
, juga disebut senyawa Parafin hidrokarbon jenuh (saturated ), mempunyai rumus umum CnH2n+2. Minyak mentah yang disusun dari golongan parafin disebut “p a r af i n i c b as e c r u d e ” (minyak mentah dasar parafin). Contoh senyawa parafin seperti Metana, Etana, Butana, dan seterusnya (golongan Alkana).
atau s i k l o p a r af i n , Naphtenik senyawa hidrokarbon jenuh (saturated ) yang bersifat siklik, mempunyai rumus umum CnH2n. Minyak mentah yang disusun dari golongan naphta disebut “naphtenic base crude”. Contoh senyawa naphta atau siklo parafin seperti siklo propana., siklo butana, siklo pentana dan seterusnya. Minyak golongan napthenic bila didistilasi banyak menghasilkan asphalt
, senyawa hidrokarbon tidak Aromatik jenuh (u n s a t u r a t e d ) yang tertutup/melingkar, mempunyai rumus umum CnH2n-6. Minyak mentah yang disusun dari golongan aromatik disebut “ a r o m a t i c b a s e c r u d e”
K o m p o s i s i k o m p o n en pada umumnya dinyatakan dalam satuan fraksi atau persen komponen Untuk minyak bumi komposisi komponen dapat dinyatakan dalam, 1. Fraksi atau persen berat 2. Fraksi atau persen Mol
Berat ko mp onen k e - i Fraksi b erat kom pon en ke-i =
∑
Berat ko m ponen
Mol kom ponen ke - i F r ak s i M o l k o m p o n e n k e -i =
I
∑
Mol kom ponen
Komponen Komposisi Minyak Bumi Lapangan Cepu Pada Kondisi Tekanan Dan Temperatur Tertentu Komponen
Minyak Cepu 15 psig,
Minyak Kaltim 203
860 F (persen mol)
psig, 143,60 F (persen mol)
H 2S
0.00
0.00
CO2
0.15
2.17
Nitrogen
Trace
Trace
Metana
0.64
5.76
Etana
0.20
1.72
Propana
0.87
1.83
Iso Butana
0.58
0.65
Butana
1.06
1.04
Iso Pentana
0.94
0.59
Pentana
0.90
0.45
Heksana
2.46
0.42
Heptana plus
92.18
85.76
2. Diagram Fasa Menjelaskan fasa yang terjadi pada suatu benda dalam kondisi Tekanan, temperature dan volume tertentu.
Kita bisa mengidentifikasi fasa pada keadaan lain apabila terjadi perubahan parameter-parameternya.
Diagram fasa bisa digambarkan dalam tiga dimensi (P.V,T) ataupun dua dimensi (P,T atau P,V) untuk menyederhadakan pembacaan
Diagram fasa meliputi diagram fasa satu komponen dan diagram fasa beberapa komponen yang merupakan fluida reservoir
Diagram Fasa Satu Komponen / Senyawa
Diagram Fasa Multi Komponen
Diagram fasa dapat dibuat setelah dilakukan analisa komposisi fluida reservoir, maka dapat ditentukan jenis reservoir (berdasarkan kondisi awal fluida dalam reservoir) bila tekanan dan temperatur awal reservoir diketahui
Berdasar gambar di atas, jenis reservoir tersebut dapat diterangkan sebagai berikut: Jika kondisi awal reservoir pada titik F (T3, PF) atau selama berada diluar daerah dua fasa (dalam lengkung grafik) dan temperatur reservoir lebih besar daripada temperatur kritik, maka reservoar tersebut adalah reservoir gas.
Jika kondisi awal reservoir pada titik A (T2, PA) atau keadaan diluar grafik dua fasa dan temperatur reservoir di antara temperatur kritik dan krikondenterm (temperatur tertinggi dimana masih ditemukan fasa cair) akan diperoleh reservoir gas kondensat retrograde.
Jika kondisi awal reservoir pada titik J (Ti, Pj) atau keadaan diluar grafik dua fasa dan temperatur reservoir Iebih kecil daripada temperatur kritik akan diperoleh reservoir minyak tidak jenuh (undersaturated atau dissolved gas reservoir).
Reservoir 2 fasa, yaitu reservoir minyak dan gas berada dalam satu reservoir, di antara minyak dan gas terpisah dengan jelas. Reservoir ini juga disebut sebagai reservoir jenuh (saturated reservoir), dinyatakan pada titik L.
Diagram fasa tersebut sebenarnya diperoleh dari diagram fasa setiap komponen murni yang digabung menjadi satu seperti pada gambar di bawah ini :
Keterangan : 1. Bubble –Point Pressure. Kondisi tekanan pada temperature tetap dimana gas pertama kali terbentuk (Pb)
2. Dew -Point Pressure. Kondisi tekanan pada temperature tetap dimana tepat ketika semua cairan habis / pertama kali terbentuk butir cairan(Pd)
3. Critical Point Titik dimana cairan dan gas hadir bersamaan atau titik temu antara ujung bubble point line dengan dew point line.
4. Cricondenbar & Cricondentherm Tekanan dan temperature maksimum dimana cairan dan gas pertama kali hadir.
Fluida di dalam reservoir umumnya dikelompokkan menjadi lima macam, yaitu : 1.
Black Oil atau juga disebut Low Srinkage Oil
2.
Volatile Oil atau juga disebut High Srinkage Oil
3.
Retrograde Gas Kondensat
4.
Wet Gas
5.
Dry Gas
Beberapa ciri khusus yang membedakan fluida reservoir jenis Black Oil, Volatile Oil, Retrograde Condensate, Wet Gas, dan Dry gas
Diagram Fasa Untuk Minyak bumi jenis Black Oil (Low Shrinkage Oil)
Diagram Fasa Untuk Minyak bumi jenis Volatile Oil (High Shrinkage Oil)
Diagram Fasa Untuk Gas Kondensat Retrograde
Diagram Fasa Untuk Gas Basah
Diagram Fasa Untuk Gas Kering
3. Spesifik Gravity, , Yaitu perbandingan densitas suatu fluida terhadap densitas air (jika cairan ) atau terhadap densitas udara (jika gas) pada suhu dan tekanan standar (14,7 psia dan 600F) Untuk minyak , spesifik gravity biasa dinyatakan dalam 0 API (American Petroleum Institute) dimana dinyatakan :
4. Viskositas ( ) : ukuran kekentalan fluida atau keengganan fluida untuk mengalir, dinyatakan dalam centipoise (cp) Viskositas dipengaruhi oleh : Tekanan, temperatur dan kelarutan gas
4. Kelarutan Gas (Rs) : banyaknya gas yang terlarut (kondisi standar) dalam tiap 1 STB
5. Faktor Volume Formasi Minyak(B0) : Perbandingan volume minyak di dalam reservoir terhadap volume dipermukaan (standard) - Volume fluida dalam reservoir dipengaruhi oleh P dan Rs - Volume standard relatif lebih kecil daripada volume reservoir karena gas sudah keluar dari cairan
IV. TEKANAN DAN TEMPERATUR RESERVOIR Tekanan Reservoir Temperatur Reservoir
Tekanan Reservoir
Reservoir minyak dan gas bumi mempunyai tekanan disebut dengan tekanan reservoir, yang menyebabkan minyak dan gas bumi menyembur ke permukaan (natural flow).
Adanya tekanan reservoir diakibatkan oleh tekanan overbourden batuan yang berada di atas lapisan reservoir.
Pada kondisi awal, tekanan reservoir pada suatu kedalaman sama dengan tekanan hidrostatik yang diakibatkan oleh tinggi kolom air formasi yang mengandung garam sebesar 55.000 ppm atau gradient tekanan air formasi sebesar 0.45 psi/ft disebut normal gradient.
Adanya peristiwa geologi, yaitu sesar (patahan) pada reservoir akan menyebabkan gradient tekanan reservoir pada kondisi awal tidak sama dengan 0.45 psi/ft.
Pada sesar naik, lapisan yang terangkat gradient tekanannya menjadi lebih besar dari 0.45 psi/ft disebut abnormal gradient Lapisan yang mengalami penurunan gradient tekanannya menjadi lebih kecil dari 0.45 psi/ft disebut subnormal gradient.
Pada kondisi awal tekanan reservoir pada suatu lapisan / formasi produktif dinyatakan dengan rumus:
Pr = G x TVD Pr
= tekanan reservoir (psi)
G
= gradient tekanan (psi/ft)
TVD
= kedalaman tegak lapisan (ft)
Contoh : Suatu Reservoir mempunyai kedalaman tegak 4000 ft, hitunglah : a. Tekanan reservoir pada normal gradient b. Jika reservoir mengalami sesar naik, sehingga lapisan yang terangkat kedalamannya menjadi 3000 ft dan yang turun menjadi 5000 ft, hitunglah gradient tekanan di kedua lapisan tersebut .
Temperatur Reservoir Dalam teknik reservoir temperatur reservoir dianggap konstan (tidak berubah), adanya temperatur di reservoir disebabkan oleh gradient temperature panas bumi (gradient geothermal) sebesar 2° F/100ft.
tekanan dan temperature Besarnya reservoir sangat berpengaruh terhadap sifat fisik fluida reservoir seperti derajat API, fasa fluida ke larutan gas dalam minyak dll.
Temperatur reservoir pada suatu kedalaman dihitung dengan rumus:
Tr = (Gt x TVD) + T Tr
= temperature reservoir (° F)
Gt
= gradient temperature ( 2° F / 100 ft)
TVD = kedalaman tegak lapisan (ft) T
= Temperatur permukaan (° F)
. Pengertian IOIP dan IGIP
. Perhitungan Cadangan Minyak Secara Volumetrik
Initial Oil In Place (IOIP) adalah cadangan minyak yang ada di reservoir secara total, Tidak semua minyak yang ada di reservoir dapat diproduksi, yang dapat diproduksikan ke permukaan disebut Recoverable Reserve. Perbandingan antara Recoverable Reserve dengan IOIP disebut Recovery Factor (RF). Jadi nilai RF selalu lebih kecil dari satu. Volume minyak pada kondisi reservoir dinyatakan dalam satuan Reservoir Barrel (RB), apabila sudah diproduksikan ke permukaan dinyatakan dalam Stock Tank Barrel (STB).
cadangan gas yang ada di reservoir secara keseluruhan disebut IGIP (Initial Gas In Place), sama halnya dengan minyak harga RF untuk Gas selalu lebih kecil dari satu. Satuan untuk volume gas biasanya dinyatakan dengan cubic feet,pada kondisi reservoir volume gas dinyatakan dalam Reservoir Cubic Feet (RCF) sedangkan pada kondisi permukaan dalam SCF (Standard Cubic Feet). Untuk gas dengan massa yang sama volumenya di reservoir jauh lebih kecil dibandingkan dengan volume di permukaan.
Untuk menghitung cadangan dengan metoda ini diperlukan data antara lain volume bulk reservoir (Vb) porositas effektif batuan ( ), saturasi minyak (So), saturasi gas (Sg), factor volume formasi minyak awal (Bo) dan factor volume formasi gas awal (Bg).
Volume bulk batuan diperoleh dari hasil perhitungan
menggunakan peta Isopach Peta isopach adalah peta yang dibuat dengan cara menghubung kan titik-titik yang mempunyai kedalaman yang sama dari hasil pemboran deliniasi. Titik-titik yang dihubungkan membentuk suatu garis yang
disebut garis kontur.
Untuk menghitung volume bulk batuan dalam suatu
reservoir secara lebih akurat maka pada suatu ketebalan reservoir dibuat beberapa garis kontur dengan interval ketebalan yang sama. Garis-garis kontur adalah garis yang membatasi luas area
reservoir pada kedalaman yang sama.
Cadangan Migas
Contoh peta isopach dan penampangnya
Cadangan Migas Luas lapisan reservoir yang paling bawah biasanya
dinyatakan dengan A0, untuk lapisan yang ada di atasnya A1 di atasnya lagi A2 dan seterusnya. Volume batuan antara 2 garis kontur dengan ketebalan tertentu dinyatakan dengan ∆Vb, maka total volume bulk batuan adalah merupakan jumlah dari ∆Vb.
Cadangan Migas Untuk menghitung ∆Vb berlaku ketentuan sebagai berikut:
Jika perbandingan luas daerah yang berurutan (A1/A0 atau A2/A1) lebih kecil dari 0.5 maka digunakan persamaan bentuk pyramid sbb: An+1/An < 0.5 maka
Vb
h A1 A2 A1 A2 3
Jika luas daerah yang berurutan lebih besar dari 0.5 maka digunakan persamaan bentuk trapezoid sebagai berikut: An+1/An > 0.5
Vb
h ( A1 A2) 2
Jadi volume bulk batuan: Vb = ∆Vb
Cadangan Migas Untuk menghitung cadangan minyak di tempat dengan metode volumetrik digunakan rumus sebagai berikut: IOIP = (7758 x Vb x x S)/Boi Dimana:
IOIP = cadangan minyak di tempat (STB) 7758 = konversi dari acre.ft ke barrel Vb = volume bulk batuan (acre.ft) = porositas effektif (fraksi) S = saturasi minyak (fraksi) Boi =factor volume formasi minyak awal (RB/STB)
Cadangan Migas Untuk menghitung cadangan gas di tempat dengan metode volumetric digunakan rumus: IGIP = (43560 x Vb x x S)/Bgi Dimana: IGIP = cadangan gas di tempat (SCF) 43560= konversi dari acre.ft ke cubic ft Vb = volume bulk batuan (acre ft) = porositas effektif batuan (fraksi) Sg = saturasi gas (fraksi) Bgi = factor volume formasi gas awal (RCF/SCF)
